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Argentina está en las vísperas de las elecciones primarias, abiertas, simultáneas y obligatorias (PASO). El domingo 13 de agosto el país determinará las candidaturas finales para los comicios presidenciales y legislativas de octubre de 2023, que definirán quiénes gobernarán durante los próximos cuatro años. 

Uno de los nombres que podrían ocupar ese lugar es el de Sergio Massa, actual ministro de Economía de la Nación, que se postuló como único candidato del oficialismo (compartirá fórmula con Agustín Rossi, actual jefe de Gabinete) y que ya brindó señales a favor de una matriz energética más sustentable. 

El ex-intendente de Tigres llegó al Palacio de Haciendo luego de dos años en donde la administración prácticamente no tuvo movimientos o acciones concretas en favor de las energías renovables, más allá declaraciones de interés o dichos que quedaron solamente en eso, y con un sector en stand by marcado por la demora para destrabar decenas de contratos del Programa RenovAr y del MATER que estaban truncados o con problemas de avance físico o de financiamiento. 

Hecho que retrasó aún más al país en el camino de cumplir los objetivos planteados en la Ley N° 27191, ya que al cierre del año 2021 la participación de las renovables fue cercana al 13% cuando el marco normativo estipulaba que, como mínimo, debía ser del 16% del total del consumo propio de energía eléctrica. 

A lo que se debe agregar que esos últimos años de gestión previo al arribo de Massa (el 3 de agosto del 2022), el entonces ministro de Economía, Martín Guzmán, tuvo diversos cruces con Darío Martínez, quien comandó oficialmente la Secretaría de Energía de la Nación entre el 29 de septiembre de 2020 y el 12 de agosto del corriente año. 

Pero a partir del nombramiento del oriundo de San Martín, la política energética de Argentina tomó otro rumbo, comenzando con la rápida salida de Martínez y la designación de Flavia Royón como nueva titular de la cartera energética y de Santiago Yanotti como subsecretario de Energía Eléctrica, en lugar de Federico Basualdo, entre otros cambios de nombres. 

Mientras que del lado de las renovables, primero llegaron los resultados del llamado a manifestaciones de interés para proyectos en el SADI que permitan reemplazar generación forzada (total de 491 emprendimientos por más de 14 GW de potencia). 

Y casi un mes después, puntualmente en septiembre del 2022, el gobierno finalizó ciertos trámites y confirmó la baja de 30 proyectos truncados del Programa RenovAr, lo que brindó mayor capacidad de transporte en alta tensión. 

De todos modos, recién en febrero del 2023 el sector volvió a contar con una nueva licitación de renovables tras casi cinco años desde la última ronda del RenovAr: la convocatoria RenMDI. 

La misma no fue de gran envergadura a comparación de las llevadas a cabo durante el macrismo, pero sí sirvió para adjudicar 633,68 MW en casi 100 parques de generación verde y los primeros proyectos de storage a mediana y gran escala en la historia del país. 

Además, en este último año, el Ejecutivo también avanzó en la puesta en marcha del Plan Federal de Transporte Eléctrico III y el lanzamiento de un llamado a MDI para redes de transmisión; además que el Ejecutivo ya presentó su proyecto de ley de Economía del Hidrógeno de bajas emisiones, ciertamente criticado por diversas voces de la industria por no apostar fuertemente al H2 verde e incluir la obligatoriedad de un porcentaje mínimo de contenido nacional. 

Sin embargo, aún existen algunas dudas sobre cómo continuará la política energética nacional. A pesar que el gobierno definió el rol de las renovables en su plan al 2030 y lineamientos al 2050, no se mencionan las formas o mecanismos para lograr tales metas y se aclara que el país no alcanzará las emisiones netas cero de gases de efecto invernadero en dicho período. 

Tal como sí ya pasó con una de las principales fuerzas opositoras, cuando la fórmula de Juntos por el Cambio integrada por Horacio Rodríguez Larreta y Gerardo Morales apuntó a más licitaciones y la importancia de llegar a 10000 MW distribuidos para que las energías verdes cuenten con mayor participación en la matriz y así cumplir con el Acuerdo de París. 

La entrada Massa candidato a presidente: ¿Qué expectativas hay para las renovables tras sus medidas energéticas de gobierno? se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión Federal de Electricidad (CFE) es  la encargada de la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica en México. En línea con su rol de garantizar el suministro eléctrico en todo el territorio mexicano, busca nuevas alternativas para que el sector residencial puedan gozar de energía, confiable, segura y amigable con el medio ambiente.

Bajo esta premisa, a partir de agosto, la empresa estatal mexicana promueve la utilización de paneles solares a través de contratos de interconexión, teniendo en cuenta que con este tipo de sistemas se contribuye en la utilización de tecnologías limpias para la generación de energía eléctrica y a la conservación del medio ambiente a una tarifa menor.

En efecto, para aquellos que deseen instalar en sus hogares su propia fuente de energía, ya la CFE les brinda la posibilidad de realizar contratos de contraprestación de la energía entregada a las redes Generales de Distribución a través de tres modelos:

​Medición Neta de Energía (Net Metering)

El cliente consume y genera energía en un mismo contrato de suministro. Esta energía se resta a tu consumo.

​Facturación Neta (Net Billing)

La energía consumida que CFE entrega al cliente es independiente de la energía que el cliente genera y vende a CFE; es decir, no se resta a tu consumo.

​​Venta total de Energía

El cliente vende a CFE toda la energía generada. No existe un contrato de suministro del cliente con C​FE.​​​​​​​ ​​

De acuerdo a la Comisión, los requisitos para aplicar a cualquiera de estas 3 modalidades, se pueden conocer en este link clic aquí.

Según pudo saber Energía Estratégica, esta medida es entendida por varios expertos del sector como un hito que potenciará a la generación distribuida en México. Es considerado un «win-win» porque brinda beneficios económicos al usuario final al mismo tiempo que se expande el mercado a través de recursos energéticos limpios.

Este servicio ya se encuentra disponible y podrá verse reflejado en los próximos recibo de luz de los mexicanos, si se realizan los trámites correspondientes durante el mes de agosto. 

Aunque la instalación de paneles solares en los hogares puede significar un costo bastante elevado para los usuarios, especialistas aseguran a este medio que en general estos sistemas tienen una vida útil de 25 años y cuentan con retornos de inversión bastante agresivos de entre tres y cuatro años.

Ante la creciente demanda energética que experimenta México, las instalaciones fotovoltaicas no solo permiten ahorros en las tarifas de luz de los usuarios y una reducción de emisiones de CO2 sino que además, posibilitan la resiliencia ante apagones, fenómenos que están ocurriendo con frecuencia en distintos puntos del país, aunados en la olas de calor de los últimos meses.

La entrada A través de paneles solares, CFE ofrece nuevo servicio para reducir los recibos de luz se publicó primero en Energía Estratégica.

Como parte de la agenda «Invirtiendo en Estados Unidos» del presidente Biden, el Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE, por sus siglas en inglés) anunció que Puerto Rico recibirá más de $7.4 millones a través de las Subvenciones de Fórmula Tribal y Estatal para la Resiliencia de la Red (Grid Resilience State and Tribal Formula Grants).

Respaldada por la Ley Bipartidista de Infraestructura y administrada por el Grid Deployment Office (GDO), esta subvención ayudará a modernizar la red eléctrica de Puerto Rico para reducir los impactos de las condiciones climáticas extremas y los desastres naturales provocados por el clima, al mismo tiempo que mejora la confiabilidad del sector eléctrico.

Esta inversión – que se suma a los 1.000 millones de dólares del Fondo de Resiliencia Energética de Puerto Rico anunciado en febrero – mejorará el acceso de las comunidades puertorriqueñas a electricidad asequible, confiable y limpia, al mismo tiempo que ayuda a cumplir los ambiciosos objetivos de energía limpia del presidente.

«El acceso a la energía confiable y asequible se asemeja a un derecho básico, y durante demasiado tiempo los puertorriqueños han soportado la carga de una red eléctrica poco confiable», dijo la Secretaria de Energía Jennifer M. Granholm.

«Gracias a la agenda Invirtiendo en Estados Unidos del presidente Biden, están llegando más fondos a Puerto Rico para ayudar a modernizar la infraestructura eléctrica de la isla y mejorar la resiliencia energética, al tiempo que se crean empleos bien pagos en apoyo a la meta del gobierno de Puerto Rico de lograr un 100% de energía renovable.»

El gobierno de Puerto Rico planea usar estos fondos para ayudar a las comunidades desfavorecidas para determinar sus necesidades energéticas; proporcionar servicios eléctricos resilientes y asequibles a comunidades rurales y/o remotas; y crear empleos y oportunidades de capacitación para los residentes de las comunidades desfavorecidas de Puerto Rico.

Los esfuerzos continuos del DOE para reconstruir y modernizar la red eléctrica de Puerto Rico

En octubre de 2022, el DOE anunció la creación del Equipo de Modernización y Recuperación de la Red de Puerto Rico para canalizar recursos federales, asistencia técnica y apoyo adicional para Puerto Rico. En diciembre del año pasado, el presidente Biden promulgó la Ley Consolidada de Asignaciones Presupuestarias para el año fiscal 2023, que incluyó $1 mil millones para el establecimiento del Fondo de Resiliencia Energética de Puerto Rico (PR-ERF) para mejorar la resiliencia de la red eléctrica de Puerto Rico, con un enfoque en los hogares y comunidades más vulnerables y desfavorecidos de la isla.

En enero de 2023, el DOE y la Agencia Federal para el Manejo de Emergencias (FEMA) publicaron un informe de progreso de un año para el Estudio de resiliencia de la red eléctrica de Puerto Rico y transiciones a energía 100% renovable (PR100)—una hoja de ruta impulsada por la comunidad y adaptada localmente para ayudar a Puerto Rico a cumplir con su objetivo de contar con electricidad 100% renovable, mejorar la resiliencia del sector eléctrico y aumentar el acceso a energía renovable y asequible en la isla. El DOE publicará un informe final sobre el Estudio PR100 a finales de 2023.

El Programa de Subvenciones de Fórmula Estatal y Tribal de Resiliencia de la Red

Desde mayo de 2023, el DOE ha distribuido $354 millones en Subvenciones de Fórmula para la Resiliencia de la Red para ayudar a modernizar la red eléctrica a fin de reducir los impactos de las condiciones climáticas extremas y los desastres naturales provocados por el clima, al mismo tiempo que se garantiza la confiabilidad del sector eléctrico.

Durante los próximos cinco años, las Subvenciones de Fórmula Tribal y Estatal para la Resiliencia de la Red distribuirán un total de $2.3 mil millones a los estados, territorios y tribus reconocidas a nivel federal, incluidas las Corporaciones Regionales de Nativos de Alaska y las Corporaciones de Pueblos Nativos de Alaska, según una fórmula que incluye factores tales como el tamaño de la población, la superficie o extensión territorial, la probabilidad de ocurrencia y gravedad de eventos perturbadores y los gastos históricos de una localidad en los esfuerzos de mitigación. Los estados, territorios y tribus luego otorgarán estos fondos para completar un conjunto diverso de proyectos, dando prioridad a los esfuerzos que generen el mayor beneficio para la comunidad al tiempo que brindan energía limpia, asequible y confiable.

Los beneficiarios adicionales de las Subvenciones de Fórmula para la Resiliencia de la Red se anunciarán de forma continua en los próximos meses a medida que se reciban las solicitudes. La fecha límite para la solicitud de los años fiscales 2022 y 2023 para los estados y territorios fue el 31 de mayo de 2023. La fecha límite para la solicitud de los años fiscales 2022 y 2023 para las tribus indígenas, incluidas las Corporaciones Nativas de Alaska, es el 31 de agosto de 2023 a las 11:59 p. m. hora del Este (con una opción de envío por correo con franqueo postal a más tardar de dicha fecha).

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Una vez finalizado, el Tren Maya detonará el desarrollo y mejorará la calidad de vida de los habitantes de la región con la construcción de líneas de distribución para entregar el suministro eléctrico al voltaje requerido así como la construcción de centrales de generación.

Según pudo saber Energía Estratégica, Manuel Bartlett, director general de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), participó en la conferencia de prensa matutina desde Palacio Nacional y dialogó sobre los avances del Tren Maya y la injerencia del ente regulatorio en este proyecto tan relevante para la región.

“Bajo la dirección del presidente López Obrador, la CFE construye un sistema eléctrico integral para la energización del Tren Maya e instala toda la electricidad necesaria en cada una de sus partes”, explicó.

“Esa electrificación crea un sistema integral y este conjunto se va a interconectar con el sistema eléctrico nacional conducido por el CENACE. Nunca se ha construido un sistema de esa envergadura y de esas dimensiones en tan corto tiempo. Con este sistema se integra el sudeste con el desarrollo nacional”, agregó Bartlett.

Tras sus palabras, reprodujo un video en el cual se explica en detalle el proyecto, tiempos de construcción, beneficios y la participación de la CFE  junto con Fonatur y el Gobierno Federal para esta obra de transformación a través de la construcción de subestaciones y líneas de transmisión para la operación eléctrica del tren.

De acuerdo al reporte, se trata de una de las hazañas más grandes en infraestructura eléctrica para llevar energía a la Península de Yucatán en una superficie más extensa que la de Países Bajos, Dinamarca y Suiza juntos.

La CFE electrificará la totalidad de los servicios que requiere el tren para funcionamiento, tales como casetas, oficinas, talleres y cocheras y además construirá la infraestructura necesaria para que el tren funcione de forma eléctrica en 690 km de los 1554 que integran sus vías férreas, es decir el 44% de la trayectoria del transporte. 

Para lograr ello, se requirió una inversión de más de 8 mil millones de pesos y la creación de 5 mil 500 empleos directos y más de 8 mil indirectos 

Se construyen 53 obras mayores de infraestructura para la operación eléctrica del tren que incluyen la construcción de líneas de transmisión y subestaciones de maniobras con las que se conectará al tren con la red eléctrica existente, así como subestaciones tractoras con las que se proporcionará la fuerza de tracción necesaria para impulsar el desplazamiento del tren sobre sus vías férreas, al tiempo de regular la tensión a su sistema eléctrico, manteniendo un suministro de energía estable seguro, confiable y ambientalmente responsable.

Fases del Tren Maya

La construcción de estas 53 obras se divide en dos etapas: 

La primera, comprendida por 19 obras, ubicadas en los tramos 3 y 4 del tren entre la estación Treya Mérida y la estación Cancún Aeropuerto. Inició su desarrollo en julio de 2022 y concluyó el pasado 24 de julio. en un tiempo récord de 12 meses. Con estas obras se permitirá el inicio de las pruebas operativas de los trenes eléctricos.

La segunda, conformada por 34 obras ubicadas en los tramos 5 Norte, 5 Sur y 6 del tren entre las estaciones Cancún Aeropuerto y Chetumal Aeropuerto. Inició su desarrollo en enero de 2023 y se prevé su operación en noviembre de ese mismo año. Actualmente presenta un avance global del 46%

En ambas fases, la CFE destacó que también desarrolla las 38 acometidas necesarias para la conexión física entre las subestaciones tractoras y la catenaria del tren, es decir, los cables aéreos que lo alimentan directamente de la energía eléctrica, teniendo un avance global del 26%  y estimando concluir en septiembre del 2023.

En este sentido, la Comisión construye 503 kilómetros de líneas de media tensión para electrificar 155 servicios para la operación del tren maya, de los cuales 394 km serán aéreos y 109 subterráneos. A su vez, se están instalando 5.910 postes y se incrementó la capacidad en 3 subestaciones: Kanasin, Tulum e Insurgentes.

Para alimentar los 155 servicios se utilizarán en total 48 subestaciones y 92 circuitos de distribución. Se construyen también las redes generales de distribución necesarias para la operación confiable y segura del tren en 104 casetas técnicas desde donde se realiza el monitor de velocidad, posición y cambios de vía; 20 estaciones con acceso a centros comerciales y de esparcimiento; 14 paraderos; 8 bases de mantenimiento; 3 talleres y cocheras y 3 edificios de la SEDENA, cuyo personal resguardarán la seguridad de las instalaciones del tren.

Adicionalmente, estas obras llevarán el suministro de energía eléctrica a las poblaciones más necesitadas a lo largo de la trayectoria del tren. A la fecha hay un avance del 92% en dichas obras y el 8% restante está en proceso, concluyendo en agosto del 2023.

Paralelamente, la CFE supervisa también la ingeniería y construcción de 453 obras con la finalidad de modificar la altura o reubicar líneas eléctricas de alta y media tensión. Teniendo a la fecha un avance global del 59%.

Para garantizar el suministro eléctrico requerido para la operación del tren y de la península de Yucatán, construirán 3 obras de generación. 

Con una inversión de 1216 millones de dólares, la CFE desarrolla dos centrales de ciclo combinado ubicadas en Mérida y Valladolid en Yucatán que se concluirán a finales de esta administración. 

Estas centrales contarán con una capacidad de generación conjunta de 1,519 MW, energía suficiente para suministrar el tren  maya y  atender la creciente demanda de energía de la región.

Con su operación se evitará la emisión de más de 800 mil toneladas de dióxido de carbono y el consumo de más de 5 millones de barriles de combustible,  así como la reducción de costos de operación y mantenimiento en un 32.5% con respecto a la tecnología actual, generando energía eléctrica para 2.9 millones de usuarios en la peninsula de Yucatan 

Gracias a estos dos proyectos se han generado más de 1700 empleos durante la construcción y se implementarán obras sociales por 40 millones de pesos en las regiones cercanas a cada una de las centrales. 

Una vez que entre en funcionamiento, el tren Maya significará un enorme atractivo turístico y cultural a nivel mundial

Actualmente continúan llegando a Puerto Progreso los equipos principales de ambas centrales arribando el 31 de julio los generadores de las turbinas de gas 1 y 2 de la central riviera Maya Valladolid y la turbina de vapor de la central Mérida.

En tanto a la Central Fotovoltaica Nachi Cocom, la misma proporcionará electricidad al sistema de transporte público que dará movilidad a los usuarios de las dos estaciones del tren ubicadas a las afueras de Mérida y que van al interior de la ciudad.

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En las instalaciones del Banco Interamericano del Desarrollo (BID), en formato híbrido, se realizó el taller de lanzamiento de la iniciativa “Desarrollo de una Estrategia Nacional para la Economía de Hidrógeno Verde en Paraguay”.

La apertura del taller estuvo a cargo del viceministro de Minas y Energía del Ministerio de Obras Públicas y Comunicaciones, Ing. Carlos Zaldivar, quien manifestó que el Paraguay podría aprovechar sus favorables condiciones, como los abundantes recursos hídricos – energéticos y la estratégica localización geográfica que posee al estar ubicado en el centro de América del Sur y constituirse en país productor y exportador de H2 Verde.

Además, destacó que el desarrollo de la industria del H2 podrá constituirse en un instrumento válido para cumplir con los compromisos que el país asumió en el ámbito internacional: como el Acuerdo de París y los Objetivos de Desarrollo Sostenible 2030 (ODS), ya que presenta grandes oportunidades para incrementar la seguridad energética nacional y orientar hacia la descarbonización de ciertos segmentos en el sector energético. Además, agradeció la concreción de la Cooperación Técnica del BID con apoyo financiero del Gobierno del Japón.

Por su parte, la representante del BID, sra. Edna Admendariz, expresó su satisfacción con el inicio de los trabajos y que el Banco entiende que la iniciativa es de suma importancia para posicionar al Paraguay en la región y el mundo en el desarrollo de la cadena productiva del H2. Agradeció la oportunidad que el país le da al Banco a apoyar las iniciativas en el sector energético bajo la coordinación del Viceministerio de Minas y Energía.

El ing. Alberto Gonzalez Salas, director del Proyecto, en representación la alianza estratégica de Deloitte, la Fundación Hidrógeno Aragón (FHA) y OCA Global, realizó la presentación del Plan de Trabajo Integral, expresando que la mencionada alianza y la participación de las instituciones públicas y privadas del Paraguay aportarán una visión única y valiosa a los resultados de los trabajos de la consultoría.

El Plan contempla actividades necesarias para el cumplimiento de los objetivos establecidos, considerando recomendaciones internacionales, normativas nacionales e internacionales, y los objetivos del cambio de la matriz energética en Paraguay. Además, diseñar el esquema de conformación de la Mesa Redonda de H2 verde en Paraguay, identificando representantes, roles y actividades de las distintas instituciones.

Como resultado se pretende contar con una Estrategia sólida y viable para el desarrollo del H2 Verde en Paraguay, incluyendo acciones concretas a corto, mediano y largo plazo, definición de roles, identificación de oportunidades de cooperación internacional y necesidades de inversión. Un plan de socialización efectivo que promueva la participación de los grupos de interés, así como una relatoría detallada que recopile los intercambios de experiencias, lecciones aprendidas, barreras identificadas y compromisos adquiridos durante el proceso.

Además, participaron de la reunión, de forma presencial y virtual, representantes de instituciones como la ANDE, PETROPAR, ITAIPU Binacional, MADES, MIC, STP, JICA entre otras.

El Viceministro estuvo acompañado en la ocasión de los directores de Energías Alternativas, Ing. Gustavo Cazal, y de Recursos Energéticos Primarios, Ing. Felipe Mitjans.

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La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) publicó la nueva convocatoria del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) en donde ya incluyó las modificaciones de la Resolución SE 360/2023. 

El viernes 29 de septiembre es la fecha límite para la presentación de proyectos en el llamado correspondiente al tercer trimestre 2023 y la capacidad de transporte adjudicable oscila entre los 700 MW y 1200 MW, dependiendo de la ubicación y tecnología de los proyectos.

Y lo recaudado con estas variaciones del régimen del MATER será destinado a la ampliación del sistema de transporte asociado a las renovables a través del Fideicomiso Obras de Transporte para el Abastecimiento Eléctrico (FOTAE).

CAMBIOS PREVISTOS

Uno de los principales puntos de este llamado está vinculado al esquema de asignación de prioridad de despacho tipo “Referencial A”, que posibilitará a los agentes generadores contar una prioridad en la cual prevean para sus evaluaciones limitaciones circunstanciales para inyectar energía con una probabilidad esperada del 92% sobre su energía anual característica en las condiciones previstas de operación, hasta tanto se ejecuten las obras de transporte que permitan evitar las limitaciones.

Asimismo, los proyectos renovables podrán incluir inversiones en la expansión de las redes de transmisión, que deberá ser íntegramente construida y costeada por uno o varios emprendimientos.  En tanto que el potencial incremento de capacidad asignable podrá ser reservado por el o los titulares de las plantas renovables que lleven adelante la obra a su propio costo.

También se permitirá la 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, incluso a pesar que produzcan un aumento en las capacidades asignables sobre las existentes al momento de la solicitud.

De todos modos, es preciso señalar que, en esta oportunidad sólo se presentó el Anexo 3 correspondiente al nuevo mecanismo de asignación “Referencial A” para el Corredor Comahue – Buenos Aires – GBA. 

¿Por qué sólo ese? CAMMESA no puso a disposición la información de otras zonas de mayor factibilidad para proyectos eólicos y solares por diversos motivos: “El corredor Patagonia no cuenta con capacidad disponible con la probabilidad definida”, y para las regiones Centro – Cuyo – NOA “se están evaluando las capacidades disponibles y, en función de los resultados se pondrán a disposición en un futuro cercano”.

“Se trata de llegar para la fecha prevista de septiembre con el anexo 3 del corredor Centro – Cuyo – Noa, pero aún no estamos seguros, por lo que no llegamos, pasará a diciembre”, deslizaron desde la autoridad regulatoria en conversación con Energía Estratégica. 

CAPACIDAD DISPONIBLE

Considerando las aristas mencionadas anteriormente, la potencia adjudicable para esta convocatoria del Mercado a Término puede alcanzar puede alcanzar entre 900 MW (700 MW eólicos + 200 MW solar u otra tecnología) si los proyectos fueran todos de zona Buenos Aires y 1200 MW (933 MW eólicos + 267 MW solar u otra fuente de generación), si los parques fueran todos en la región de Comahue. 

“En el nivel de control establecido para el Corredor, la incidencia de participación de los proyectos en zona Buenos Aires es del 100% y los de zona Comahue de 75%, elemento a ser considerado en la asignación de prioridad, así como todos los límites establecidos en la red modelada”, aclararon desde CAMMESA. 

La entrada CAMMESA lanzó el nuevo “MATER 360” con hasta 1200 MW de capacidad renovable a adjudicar se publicó primero en Energía Estratégica.

El desarrollo de la región Nordeste pasa por la transición energética. El sector fue mencionado por todos los gobernadores y representantes estatales de la región durante un evento realizado el miércoles 26/07 en Brasilia, que reunió al gobierno federal y al Consorcio del Nordeste para discutir “Desarrollo Económico – Perspectivas y Desafíos de la Región Noreste».

“El Nordeste es hoy el gran centro de desarrollo de energía solar, eólica, limpia, renovable”, dijo el vicepresidente y ministro de Desarrollo, Industria, Comercio y Servicios (MDIC), Geraldo Alckmin, al inaugurar el encuentro. Destacó que el desarrollo de la región es una prioridad para el gobierno federal y destacó la importancia del enfoque regional y federativo del desarrollo.

“La mejor manera de impulsar el desarrollo y tener buenas políticas públicas es a través de la alianza entre las entidades federativas: gobierno federal, estados y municipios. Cada estado tiene su singularidad, sus propias características, su propia vocación. Pero hay muchos temas que son regionales : cuestiones ambientales, transición energética”, enfatizó Alckmin al enumerar potencialidades en la región, como el programa de cisternas y la transposición del río São Francisco. “Ese abordaje regional y federativo es sumamente importante”, afirmó el ministro y vicepresidente.

Inversión
Durante el evento, el Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES), el Banco de Nordeste (BNB) y la Fundación Banco de Brasil (FBB) anunciaron R$ 50 millones para acciones de desarrollo sostenible en la región.

El BNDES y la FBB firmaron una adenda de R$ 40 millones (R$ 20 millones de cada institución) para la construcción de 1.400 tanques de producción en el Semiárido, con el objetivo de garantizar la seguridad alimentaria y la inclusión productiva de familias de bajos ingresos, que reciben seguimiento técnico y un conjunto de insumos, como semillas y plántulas, para una producción sostenible.

Además, BNDES y BNB establecieron un convenio de cooperación técnica para reducir las desigualdades de ingresos y apoyar la agricultura familiar en la región, además de apoyar la promoción estructurada de los municipios.

Finalmente, a través de la iniciativa Floresta Viva, BNDES y BNB destinarán R$ 10 millones (R$ 5 millones cada uno) para proyectos de reforestación de especies nativas, especialmente en la Caatinga. “Estamos seguros de que sumando nuestros esfuerzos podremos hacer mucho más juntos”, destacó la Directora Socioambiental del BNDES, Tereza Campello.

Transición energética

En su discurso, el gobernador de Ceará, Elmano de Freitas, agradeció al Consorcio por la oportunidad de discutir con el gobierno federal los desafíos y potencialidades para las generaciones actuales y futuras.

“Estamos en un momento de grandes posibilidades de transformaciones económicas y sociales, que requieren acciones integradas con el gobierno federal. El tema de la energía es absolutamente determinante para que podamos aprovechar esta transición energética, para producir energía renovable. Pero queremos más que eso. Lo que imaginamos es que vamos a tener una política nacional, integrando a los estados del Nordeste, los temas son incluso nacionales, para que tengamos una nueva industrialización del país basada en una matriz energética limpia”, enfatizó.

Neoindustrialización
Al abrir la mesa temática Desafíos para el Desarrollo del Nordeste, el Secretario de Desarrollo Industrial, Innovación, Comercio y Servicios del MDIC, Uallace Moreira, habló sobre la importancia de fortalecer cadenas productivas estratégicas para el desarrollo del país y la satisfacción de las necesidades de la población.

“Lo que guía nuestro proyecto de neoindustrialización es la posibilidad de salvar vidas, de beneficiar a la sociedad”, dijo Uallace. “Es un proyecto basado en la innovación y la sostenibilidad, mirando a una industria intensa en tecnología, capaz de generar empleos y rentas de calidad”.

El secretario hizo un balance de las primeras acciones del Ministerio, incluidas las que se presentarán en los próximos meses, como la segunda fase del programa Rota 2030, enfocada en la descarbonización, y el programa de depreciación acelerada para la modernización del parque industrial brasileño.

Según él, la transición energética, combinada con las condiciones naturales de Brasil, abre ventanas de oportunidad para una inserción más calificada del país en el mundo: “Tenemos una de las matrices energéticas más limpias del mundo. No debemos aceptar que se nos coloque en una posición subordinada en el tema de la transición energética. Al contrario, tenemos todas las condiciones para liderar este proceso”.

La profesora Tânia Bacelar, especialista en desarrollo regional, recordó que el Nordeste ha aumentado su participación relativa en el parque industrial brasileño, y que la región puede desempeñar un papel protagónico en el proyecto de neoindustrialización.

Uno de los ejemplos señalados por ella fue el crecimiento del sector automotriz en la región, no solo en número de fábricas, sino también en innovación tecnológica.

“El Nordeste está sembrando la semilla del sector automotriz del futuro. El primer coche eléctrico producido en Brasil será del Nordeste. Este es un cambio muy significativo”, dijo, refiriéndose a la BYD china, que está montando una fábrica de coches eléctricos en Bahía.

También llamó la atención sobre el potencial energético de la región: “El Nordeste puede exportar energía, no como commodities, pero aprovechando ese potencial para que la cadena productiva industrial se articule”.

La entrada Nordeste de Brasil tendrá R$ 50 millones para proyectos de desarrollo sustentable se publicó primero en Energía Estratégica.

De un total de 13.700 MW posibles de ser impulsados en Guatemala, apenas 1.739 MW fueron aprovechados, de acuerdo con Fernando Ríos, gerente general de Business Plus y facilitador de capacitaciones de la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER). 

El camino ya transitado por el sector renovable lleva a que en la actualidad existan 1518 MW en hidro, 107 MW en eólica, 80 MW en solar y 34 MW en geotérmica ejecutados.

Ahora bien, Fernando Ríos advirtió que aún falta por desarrollar el 88% del potencial renovable en el país, que se encuentra en el orden de los 12.403 MW de capacidad.

La tecnología con mayor proyección de crecimiento sería la solar fotovoltaica que se calcula en 7000 MW para su desarrollo en todo el país. Esta ya estaría generando atractivo para inversiones en distintos segmentos del mercado.

En la Licitación Abierta PEG-4-2022, que está transitando su etapa final, siguen en carrera 329 MW solares nuevos tras haber presentado ofertas técnicas para generación de energía (ver más). Este 2 de agosto con la presentación de ofertas económicas y subasta por rondas sucesivas podrán demostrar su competitividad.

Durante un webinar de AGER, el gerente general de Business Plus subrayó la conveniencia de centrales de esta tecnología y valoró como positivo evaluar convocar a una licitación exclusivamente para solar fotovoltaica.

“Creo que es una oportunidad muy grande que tenemos en estos procesos de licitación el poder realizar instalación de centrales solares, que nos van a traer muchísimos beneficios. Y por qué no sacar una licitación exclusivamente para solares”, observó Fernando Ríos.

Desde el análisis del facilitador de AGER, aquello sería oportuno para lograr los objetivos de la política energética que proponen al 2028 alcanzar el 80% con generación renovable.

Los vientos también correrían a favor para elevar los 107 MW actuales a 700 MW principalmente en el sudeste del país, donde se contaría con un mejor recurso para el desarrollo de proyectos eólicos.

En geotermia también se podría crecer y diversificar aún más la matriz energética local, llevando los 34 MW actuales a 1000 MW en energía geotérmica.

Finalmente, en lo vinculado al potencial hídrico, si bien Guatemala cuenta con 1518 MW usados de 5000 MW de potencial, también es cierto que el fenómeno del Niño trae consigo nuevos desafíos que exigen empezar a trabajar en pronósticos y generación de indicadores hidrológicos y meteorológicos más precisos para dar a lugar a un mayor desarrollo para esta tecnología sin relegar el manejo y conservación de cuencas hidrográficas.

La entrada Identifican más de 12 GW de potencial desarrollo de energías renovables en Guatemala  se publicó primero en Energía Estratégica.

El pasado 6 de mayo, día en el que vencía el plazo para la radicación de las solicitudes de asignación de capacidad de transporte para este año, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) publicó la Resolución 101 017 DE 2023 (VER) postergando nuevamente el cronograma (inicialmente era el 31 de marzo).

Por tanto, la radicación de solicitudes de asignación de capacidad de transporte ante la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) se realizará hasta el 6 de octubre de este año.

Luego, la publicación de posición asignada a cada proyecto en las filas 1 y 2 será hasta el 5 de abril de 2024; la emisión de conceptos para proyectos asignados a la fila 2 será hasta el 6 de mayo de 2024; y la emisión de conceptos para proyectos asignados a la fila 1, tendrá lugar hasta el 5 de julio de 2024.

“Esa prórroga para asignar puntos de conexión es lamentable. Lo que demuestra es que haberle asignado esa función a la UPME generó un cuello de botella que, al estar tan saturada de trabajo, no ha podido cumplir con los tiempos que le asignó la regulación”, opina José Plata Puyana, socio a la firma de abogados Serrano Martínez.

Y explica: “antes yo planeaba un proyecto, agotaba permitting y empezaba el proceso de obtener permisos. Si había conexión disponible, entonces inmediatamente empezaba el proyecto, empezaba la estructura. Todo el proceso podía demorar unos 6 meses. Ahora, pues, todo esto queda congelado porque ni siquiera sé si tengo el permiso de conexión hasta que la UPME lo determine”.

En definitiva, el exsuperintendente de Energía y Gas de Colombia observa que esta situación “genera una barrera para desarrollo de nuevos proyectos”. “Es eso, un desincentivo absoluto a diseñar proyectos desde cero y absoluto incentivo para que el inversionista entonces acudas al mercado de proyectos ya con punto de conexión, aprobado”, opina el especialista.

Y apunta: “lo que sugiero a los inversionistas es que busquen proyectos que ya tienen punto de conexión aprobado”.

Cabe recordar que en marzo pasado la UPME asignó 7.493 MW de solicitudes de conexión de proyectos renovables (VER), sobre un total de 60.000 MW que se habían presentado. El proceso correspondió al año 2022.

“Pensando que todo se está prorrogando y pensando que este año debiera haberse dado el proceso, dado que justamente lo que se asignó este año era del año pasado, y lo de este año ya se está prorrogando para fin de año, todo ese letargo está impactando; entonces, finalmente, en ciertas decisiones de empresa se opta por el mercado de compra-venta de proyecto dentro de Colombia”, remata Plata Puyana.

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El amoniaco verde juega un papel clave en la reducción de emisiones de CO2 de las economías, al proporcionar una alternativa sostenible a los combustibles fósiles en múltiples sectores como el agro, transporte e industria química.

Bajo esta premisa, el proyecto «Marengo I: El camino hacia la descarbonización con amoníaco verde» consiste en la producción de este vector energético para fines de exportación al continente europeo. 

Para lograrlo se construirá en el estado mexicano de Campeche, en una superficie de 12 mil hectáreas, una planta de energía renovable híbrida, combinando energía eólica y solar, la cual aportará de forma independiente a la red eléctrica nacional.

Con una inversión que asciende los 1,100 millones de dólares, participarán en la construcción del proyecto la empresa Mexion Coproration (MexCo) y socios internacionales como Hy2Gen AG.

También contará con el apoyo de GIZ a través del programa H2Uppp y la colaboración de la Secretaría de Medioambiente, Biodiversidad, Cambio Climático y Energía (SEMABICCE) del Gobierno del Estado de Campeche.

En diálogo con Energía Estratégica, Jorge Narro Ríos, Director General de Energía Sostenible en SEMABICCE brinda detalles sobre la millonaria inversión y sus contribuciones hacia el medio ambiente.

¿Cuántos MW renovables se pondrán en funcionamiento con esta planta híbrida y cuántas emisiones de CO2 se reducirán?

El proyecto comenzó su etapa de planeación en 2022 y pretende finalizar su construcción en 2027. Se van a instalar 208 MW de energía solar y 415 MW de energía eólica, por lo que en total se pondrán en funcionamiento 623 MW de energía renovable.

Usando la metodología del INECC y del CMNUCC, se estima que se alcanzará una reducción de emisiones de 963,610.65 toneladas de CO2 equivalentes.

¿Que significa para Campeche la inversión de esta planta?

Significa ser punta de lanza a nivel nacional y los primeros a nivel América Latina en desarrollar este tipo de industria. Este proyecto generará 1000 empleos temporales y 70 empleos fijos.

 Además, beneficiará a la región con la desalinización de 2000 metros cúbicos de agua al día para la población del municipio de Champotón.

¿Para qué se utilizará el amoniaco verde que se planea producir?

Se planea exportar 170 mil toneladas al año de amoniaco hacia mercados europeos donde se usará como combustible. El porcentaje que se quede en el Estado, se utilizará como fertilizante verde para el campo.

Teniendo en cuenta que el amoniaco se usa principalmente para producir fertilizantes en la región, su producción a través de energías renovables contribuirá a la agenda de descarbonización de la industria.

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“Desde nuestra entrada al mercado de inversores híbridos residenciales en 2015, Growatt ha establecido fortalezas y ventajas distintivas en este sector, ofreciendo inversores híbridos con poderosas funcionalidades, máxima seguridad, altos rendimientos y operación amigable para el usuario. Ahora, familias y negocios en todo el mundo han logrado un mayor consumo de energía solar y una mayor independencia energética”, declaró Lisa Zhang, Vicepresidenta de Marketing en Growatt.

La serie híbrida principal de Growatt, los inversores «Battery-Ready», ha recibido popularidad en todo el mundo. La solución fue iniciada con la presentación del MIN 2500-6000TL-XH, el miembro pionero lanzado en 2019. Basándose en este éxito, Growatt amplió su cartera de productos al introducir los inversores MOD 3-10KTL3-XH, MID 11-30KTL3-XH y WIT 50-100K-HU/AU, atendiendo a sistemas de mayor escala.

Complementando los inversores «Battery-Ready» se encuentran las soluciones de baterías de Growatt, entre las cuales la batería APX HV, presentada el año pasado, se destaca como un punto culminante. Este producto de vanguardia incorpora la última tecnología de batería de fosfato de hierro y litio (LFP) y ofrece cinco niveles de protección integral para celdas, paquetes, módulos y el sistema completo.

Además, la tecnología de conexión en paralelo con conmutación suave empleada en la batería optimiza el consumo de electricidad al eliminar desajustes de energía, al tiempo que permite que cada módulo se cargue y descargue de forma independiente. La flexibilidad y eficiencia en la instalación y expansión también se mejoran, gracias a su diseño modular apilable.

“Nuestra visión es construir el ecosistema de energía sostenible inteligente más grande del mundo para la humanidad”, enfatizó Zhang.

Y agregó: “Este ecosistema girará en torno a la energía solar fotovoltaica, el almacenamiento de energía y la carga de vehículos eléctricos, respaldado por herramientas inteligentes de gestión de energía. Nos esforzamos por brindar a las familias un estilo de vida sostenible, a los negocios operaciones con alto retorno y a las comunidades con fuentes de energía alternativas, allanando el camino hacia un futuro más verde”.

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SEV México continúa trabajando en la guía del consumidor hacía una nueva realidad de movilidad llevándonos a un mundo totalmente eléctrico y limpio, presentando al público nuestro Nuevo modelo E-NAT en un sensacional TEST DRIVE que se llevó a cabo en un reconocido centro comercial ubicado en la cuidad de Monterrey.

Con asistencia de personal profesional como pilotos, asesores de venta, equipos de marketing, agencia de publicidad, entre otros, pudimos llevar a cabo un exitoso evento donde nuestros futuros clientes pudieron conocer, sentir, conducir y aprender sobre la electromovilidad.

Los distribuidores de SEV MONTERREY convocaron a sus clientes actuales para probar lo más nuevo que SEV trae al mercado hasta el momento, E-NAT, unidad con 4 pilares de producto ideales para trayectos cómodos y seguros. Este EV fue lanzado y presentado el pasado 26 de abril, obteniendo una grata recepción por parte de los medios más especializados.

Se trata de un vehículo que contribuye de manera sustentable a la construcción de un medio ambiente mejor para México brindando tecnología y confianza en todos sus trayectos. Bajo los más altos estándares de seguridad, el vehículo recorre hasta 419 km por carga.

Su potencia máxima es 120 kW y su velocidad tope 120 km/hora. Consume 13.2 por 100 km y se carga rápidamente en 30 minutos.

El evento E-FEST se llevó a cabo con numerosos registros y pruebas de manejo, dando como resultado, 50 pruebas de manejo personalizadas. El evento contó con un área de recepción, registro, asesoría, apoyo por parte de la financiera BBVA, área de niños, comida, buen ambiente y sobre todo información completa para todos nuestros invitados, gozando de la autonomía, diseño, espacio y comodidad de E-NAT.

SEV continuará replicando este fabuloso evento para lograr que E-FEST llegue a la mayor parte de la república mexicana. En Grupo Solarever y Sev buscamos generar una concientización en la sociedad sobre el uso de vehículos eléctricos, del tal forma que estaremos acercando nuestros productos a diferentes ciudades para que los usuarios vivan la experiencia de electromovilidad y se animen a hacer de esta transición una realidad.

Próximamente ambas compañías darán a conocer la fecha y especificaciones del tercer TEST DRIVE que se llevará a cabo en León Guanajuato para poder seguir compartiendo la experiencia y esparciendo el mensaje de la Electromovilidad y así comunicar que el futuro llegó a México.

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De acuerdo al informe anual del 2021 realizado por la Comisión Federal de Electricidad (CFE), México tiene 1,015 millones de habitantes sin acceso a la electricidad y la mayoría viven en Chiapas, Veracruz, Oaxaca, Jalisco y Guerrero. 

Teniendo en cuenta que el calentamiento y la cocción de alimentos es una actividad imprescindible para la vida diaria de estas personas, la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES) propone una alternativa menos contaminante para satisfacer estas necesidades a través de las tecnologías solares térmicas.

Según la asociación, estas tendencias están disponibles de forma directa e indirecta y pueden ser aprovechadas como fuente de calor. De hecho, existen varios diseños de diferentes cocinas u hornos solares, parabólicas, anidólicas, tipo panel, indirectas y tipo caja. Se trata de dispositivos económicos que se construyen rápidamente y son muy sencillos de usar y de mantener.

“Las más usuales son las cajas y constan de una cavidad que es calentada con radiación solar, logrando mejores resultados si es concentrada con espejos. La cavidad cuenta con una cubierta transparente que permite el ingreso de radiación solar y que además hace posible el efecto invernadero”, explica ANES.

“En su interior se emplea un recubrimiento negro mate sobre la parte que absorbe la radiación solar y debe estar aislada térmicamente del ambiente exterior. La temperatura alcanzada en el interior de su cavidad dependerá de la cantidad de radiación solar que entre en la cocina y de su aislamiento”, agrega el reporte.

De esta forma, el funcionamiento del dispositivo se basa en el efecto invernadero y está compuesto con materiales que retienen el calor, como cartón, madera o metal. 

El tiempo necesario para cocinar los alimentos en una caja solar puede variar dependiendo de la intensidad del sol y el tipo de comida. Por lo general, los alimentos se cocinan a temperaturas más bajas y de manera más lenta que en métodos de cocción tradicionales, como las estufas de gas o las eléctricas.

Sin embargo, esta forma de cocción es respetuosa con el medio ambiente y puede ser especialmente útil en áreas donde el acceso a combustibles o energía convencional es limitado o costoso.

También pueden ser útiles en situaciones de emergencia o en proyectos de desarrollo sostenible en comunidades que buscan alternativas limpias y asequibles para cocinar sus alimentos.

De acuerdo a ANES, más del 90% de los procesos de cocción se llevan a cabo a través de la quema de combustibles fósiles. Por ello, cocinar con el sol es sinónimo de compromiso con el cuidado del medio ambiente, orientado a las acciones de las personas hacia un desarrollo sostenible.  

Adoptar estas tecnologías en nuestra vida diaria ayudaría a tomar conciencia de que en verdad se puede calentar los alimentos sin la utilización de combustibles fósiles.

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El acuerdo de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) que considera a parte de la generación con gas natural en centrales de ciclo combinado como energía limpia, convirtiendo a esas tecnologías en acreedoras a Certificados de Energías Limpias (CELs) fue fuertemente criticado por el sector renovable.

Teniendo en cuenta que en México alrededor de un 50% de la generación está basada en ciclos combinados y que la compra de CELs es obligatoria, especialistas creen que este acuerdo generará una sobreoferta que podría disminuir los precios de las CELs.

Tal como venía anticipando este medio, aunque se estima que el Gobierno mexicano tomó esta decisión para alcanzar sus metas de descarbonización para el 2024, insisten en que será un cumplimiento “ficticio” ya que no se está adicionando ni un solo MW limpio, solo se están cambiando las definiciones.

En este contexto, expertos del sector aseguran que en este momento los IRECs son los más relevantes para certificar buenas prácticas porque tienen validez internacional y no están sujetos a medidas gubernamentales. Cuentan con métricas y monitoreos constantes a nivel global y tienen una verificación muy específica.

Bajo esta premisa,  Javier Agustín Navarro, experto del sector energético explica a Energía Estratégica: “Es buen momento para comprar y amarrar un contrato a mediano o largo plazo de IRECs porque el precio es muy competitivo por la baja demanda, sin embargo, esto no se va a mantener por mucho tiempo”.

“Son un mercado opcional. La disminución de su valor se explica porque actualmente hay más oferta que demanda. De hecho, de momento es más barato comprar IRECs en México que en EEUU”, agrega.

De acuerdo al especialista, si bien en México están obligados a comprar CELs, este certificado no sirve para comprobar que las empresas cuentan con energía limpia, solo funciona para cumplir una regulación del país. En otras palabras, lo califica como un “impuesto”.

Para Agustín Navarro, la forma más efectiva de comprobar que consumes energía verde en México es a través de IRECS.  En efecto, asegura que estos títulos sujetos a los estándares de la  IREC Foundation a nivel global son adquiridos por inversores que realmente están interesados en la trazabilidad de su energía renovable. 

“En este momento la mayoría de las empresas están comprando IRECs son aquellos con compromisos u objetivos de sustentabilidad y que principalmente figuran en las bolsas de valores de Estados Unidos y Europa. Actualmente, están pagando CELS e IRECs ya que por la regulación actual no puedes sustituir los CELS a través de la compra de IRECs”, afirma.

“Cuando la demanda de IRECS supere a la oferta, ahí tendremos un dilema muy interesante porque no va a haber forma de que todos los usuarios demuestren que están consumiendo energía verde. Sin embargo, para que eso pase tiene que crecer el mercado de energía verde e IRECS y en México es aún es muy joven”, concluye.

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La licitación RenMDI trajo aires de positivismo dentro del sector energético de Argentina, no sólo por la cantidad de ofertas y potencia adjudicada (98 proyectos por 633,68 MW) o los casi USD 700 millones de inversiones previstas para la construcción de esos parques; sino también porque podría abrir las puertas a futuras convocatorias.

Bajo ese panorama, Agustín Russo, gerente de desarrollo de proyectos de AIRES Renewables, conversó con Energía Estratégica y reconoció que la licitación RenMDI propuso un “cambio de paradigma” con respecto a otros llamados y que consiguió mantener el mercado de las renovables en movimiento. 

“La diferencia estuvo en que el objetivo de sustituir generación forzada fue una perspectiva novedosa. Las autoridades estaban habilitadas a adjudicar precios más altos porque se obtiene un beneficio económico al reemplazar generación muy cara. Este paradigma también permite superar virtuosamente la limitación de la capacidad de transporte disponible en alta tensión”, señaló. 

“Además, un aspecto destacable es que la mayor parte de la potencia adjudicada fue a provincias que típicamente no tenían tantos proyectos fotovoltaicos, lo que va en línea con la idea de promover el desarrollo federal”, agregó el gerente de desarrollo de la firma que brinda servicios de consultoría para desarrollo e ingeniería de proyectos de energía renovable.

Otra cuestión relevante que tuvo el llamado licitatorio fue que por primera vez se incluyó (y se adjudicó) la posibilidad de incluir ofertas de parques renovables híbridos con almacenamiento a mediana y gran escala. 

“Eso captó la atención del mercado y mostró una clara intención por parte de la Secretaría de Energía de la Nación y de CAMMESA de que el sistema eléctrico nacional tenga sus primeras experiencias con este tipo de tecnología”, sostuvo Russo.

Puntualmente, la convocatoria recibió 201 ofertas de las cuales hubo 35 plantas solares fotovoltaicas con baterías (532,14 MW de capacidad) y 3 parques eólicos con almacenamiento (30 MW), todas en el renglón N°1; pero finalmente se asignaron 4 centrales híbridas: 

PSA 360 Energy Arrecifes (16,5 MW – USD 80,9 MWh), PSA 360 Energy Colon (20 MW – USD 80,9 MWh), (PSA 360 Energy Realicó – 15 MW – USD 84,9 MWh), los cuales suman 12,9 MW de storage por 3 horas, y el PEA Vientos del Plata de 10 MW a USD 115 MWh (2,5 MW de baterías por 3hs). 

Es decir que, como mínimo de lo que se adjudicó, corresponden a poco más 15 MW de potencia de convertidores conectados a 46 MWh de almacenamiento en sistemas de baterías, según detalló el  gerente de desarrollo de proyectos de AIRES Renewables.

Y al entender que serán las primeras experiencias y, sus implicancias respectivas, el especialista planteó que podrían surgir nuevas regulaciones que definan los criterios de utilización y reglas claras para el mercado que favorezcan la integración de ese tipo de sistemas a gran escala y habiliten la incorporación de usuarios con almacenamiento en distintos esquemas dentro del sistema del Mercado Eléctrico Mayorista.

¿Esto significa que puede abrir las puertas a más proyectos así? “Claro, porque es una tecnología muy novedosa, si bien existen implementaciones y avances en menor escala en el país. Un aspecto que limita la capacidad del sistema de incorporar este tipo de equipamientos en gran escala es que hasta ahora no había mucha experiencia en operación del sistema interactuando con baterías”, aseguró. 

“Lo más probable es que sigan habiendo más manifestaciones de este tipo, porque los resultados fueron muy buenos. Ha sido una alternativa creativa y novedosa por parte de Sec. de Energía y CAMMESA en pos de superar la limitación de capacidad de transporte, aprovechar  las capacidades disponibles en redes de distribución, reducir costos del sistema y generar un beneficio económico para los adjudicados”, concluyó. 

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Días atrás, los ministros de Energía de los países del G20, se reunieron en Goa, India, para profundizar la agenda internacional de energía enfocada en el plan de transición energética.

Tras los encuentros celebrados, las autoridades publicaron  un Documento Final y un Resumen para el Presidente donde enumeran cinco principios voluntarios sobre el hidrógeno renovable y el carbono, con el objetivo de promover las energías renovables y la financiación contra el cambio climático.

De acuerdo al documento, los ministros destacaron: «Tenemos la intención de apoyar los principios voluntarios para permitir la reducción de emisiones, en todos los sectores, y trabajar para abordar los aspectos de sostenibilidad».

«Esto contribuirá a alcanzar los objetivos globales de cero emisiones netas de GEI/carbono neutralidad al acelerar las medidas hacia la producción, utilización y comercio de hidrógeno producido a partir de tecnologías de cero y bajas emisiones y sus derivados, como el amoníaco» agregan.

G20_Energy_Transitions_Ministers’_Meeting_Outcome_Document_and_Chair’s_Summary

Bajo esta premisa, las autoridades detallaron los cinco principios rectores voluntarios de alto nivel sobre el hidrógeno:

Fomentar la colaboración en el desarrollo de estándares nacionales y trabajar hacia un enfoque armonizado a nivel mundial para la certificación del hidrógeno producido a partir de tecnologías de emisión cero y baja y sus derivados tales como como amoníaco.
Promover el comercio libre y justo de hidrógeno producido a partir de tecnologías de emisión cero y baja y sus derivados, como el amoníaco, de conformidad con las normas de la OMC, respaldado por cadenas de suministro resilientes y diversificadas.
Acelerar la innovación tecnológica, los modelos comerciales y la colaboración en I+D para mejorar la cooperación internacional.
Promover inversiones, movilizar financiamiento y desarrollar infraestructura para mejorar la producción, la utilización y el comercio mundial de hidrógeno producido a partir de tecnologías de emisión cero y baja y sus derivados, como el amoníaco.
Apoyar y permitir el intercambio voluntario de información, la cooperación, el diálogo, el intercambio de conocimientos y el desarrollo de capacidades 16 sobre el hidrógeno producido a partir de tecnologías de emisión cero y baja y sus derivados, como el amoníaco, con el objetivo de contribuir a las vías de cero emisiones netas de GEI/carbono neutral , incluso mediante el desarrollo de iniciativas e instituciones regionales e internacionales.

Este documento elaborado por miembros del G20 tiene como objetivo de compartir, colaborar y construir sobre el sentido de responsabilidad y solidaridad un camino para acelerar las transiciones energéticas limpias, sostenibles, justas, asequibles e inclusivas.

De esta forma, se detallaron los grandes desafíos que enfrentan los líderes para garantizar la seguridad energética con cadenas de suministro confiables.

«Reconocemos que ciertos minerales, materiales y tecnologías como semiconductores y tecnologías relacionadas son críticos para las transiciones energéticas y existe la necesidad de mantener cadenas de suministro responsables y sostenibles que cumplan con los principios de la economía de mercado y las normas del comercio internacional, respetando los derechos soberanos de los países», explicaron.

A su vez ponderaron el papel de las interconexiones de la red, la energía resiliente, infraestructura e integración de sistemas eléctricos regionales/transfronterizos, para facilitar el acceso universal a la energía, en condiciones asequibles, fiables y manera sostenible.

«Las redes eléctricas serán esenciales para escalar el despliegue de cero y tecnologías de bajas emisiones, incluidas las renovables. En este sentido, hacemos un llamado para aumentar inversiones públicas y privadas, destacando el importante papel de International Instituciones financieras, incluidos los bancos multilaterales de desarrollo (MDB) en apoyar a los países en desarrollo para que aprovechen todos los beneficios de las interconexiones regionales/transfronterizas, cuando se considere apropiado», afirman.

El G20 está formado por Alemania, Arabia Saudí, Argentina, Australia, Brasil, Canadá, China, Estados Unidos, Francia, India, Indonesia, Italia, Japón, México, Reino Unido, República de Corea, Rusia, Sudáfrica, Turquía y la Unión Europea.

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En un anuncio en la 14.ª Reunión Ministerial de Energía Limpia (CEM14) durante el fin de semana, el sector público y privado, representado por la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), la Alianza Global de Energías Renovables (GRA), la Presidencia de la COP28 y otros representantes clave del gobierno, fortalecieron su colaboración en los esfuerzos para establecer un objetivo mundial de energía renovable para 2030 de triplicar la capacidad instalada total a 11 TW para 2030. Esto ayudaría a acelerar el despliegue rápido de energía renovable en todo el mundo.

La reunión fue organizada por IRENA, GRA, el Global Solar Council (GSC) y el Global Wind Energy Council (GWEC) en un contexto de temperaturas récord diarias, desastres inducidos por el clima y desafíos de seguridad: la urgencia de actuar es clara. Convocaron a representantes clave de gobiernos e industrias de todo el mundo para entablar diálogos constructivos e identificar estrategias viables para establecer un objetivo global de energías renovables en el camino hacia la COP28. El diálogo también discutió cómo liberar el potencial de las energías renovables superando barreras como permitir la burocracia, al tiempo que se implementan facilitadores importantes como mecanismos de financiación y marcos regulatorios claros.

Su Excelencia el Dr. Sultan Al Jaber, presidente designado de la COP28, dijo: “Debemos unirnos en la COP28 como una comunidad global más comprometida que nunca con la lucha contra el cambio climático. Como parte de nuestra presidencia este año, queremos aprovechar la oportunidad para elevar las ambiciones globales sobre soluciones climáticas clave. La energía renovable es una de esas soluciones, y estamos pidiendo a todos los países que se comprometan a apoyar una triplicación global de la capacidad renovable, así como una duplicación del progreso de la eficiencia energética para 2030″.

“World Energy Transitions Outlook de IRENA posiciona la transición energética basada en energías renovables como la solución climática más realista y exige que la capacidad total de energía renovable se triplique con creces para 2030, en comparación con los niveles de 2022, a más de 11 TW a nivel mundial”, dijo el Director General de IRENA. Francesco La Cámara. “Si bien cada región y país debe adaptar su propio enfoque, este objetivo global subraya claramente la escala y la velocidad requeridas para la transición energética, destacando la necesidad urgente de que la COP28 aborde las barreras estructurales existentes que impiden el progreso”.

La directora Paula Pinho de la Comisión Europea dijo: “Necesitamos acelerar el despliegue de energías renovables para triplicar nuestra capacidad y duplicar nuestras mejoras de eficiencia energética en esta década. Esta debería ser la base para establecer un compromiso global en la COP28. Creemos que tal compromiso es la única solución para que el mundo vuelva a encarrilarse con una trayectoria de 1,5 °C. Y le dará a la industria y a los inversores un claro sentido de dirección”.

Bruce Douglas, director ejecutivo de The Global Renewables Alliance, dijo: “Elevar las ambiciones de energía renovable y tomar medidas concretas para cumplir esos objetivos es lo mínimo que deberíamos hacer. La industria de las energías renovables está encantada de alinearse con organismos importantes como IRENA, la Comisión Europea y la Presidencia de la COP para pedir un ambicioso objetivo global de energías renovables para triplicar la capacidad instalada total a al menos 11 TW para 2030.

Sin embargo, aún más importante es establecer con urgencia los marcos de políticas, los mecanismos financieros, los permisos acelerados, la infraestructura de la red y el apoyo a la cadena de suministro para permitir el crecimiento sin precedentes de las energías renovables. Necesitamos ambición ahora, acción ahora, #RenewablesNow”.

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Esta mañana, el presidente ejecutivo de Generadoras de Chile, Claudio Seebach, en su calidad de vicepresidente para América Latina y el Caribe del World Energy Council (WEC), participó en Montevideo en el IX Congreso Latam Renovables y el III Congreso WEC – Capítulo Uruguay.

El congreso contó con la participación del Presidente de la República, Luis Lacalle Pou junto a diversos ministros, autoridades y representantes del sector energético público y privado de Uruguay y Latinoamérica, y es organizado por la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER) junto al capítulo uruguayo de WEC, para discutir y compartir ideas y estrategias en busca de recomendaciones y líneas de acción que serán de gran importancia para el futuro de la industria, la transición energética y los desafíos que genera el cambio climático.

Claudio Seebach fue el encargado de dar la palabras de apertura del segundo día de este evento, Posteriormente. Seebach realizó una conferencia magistral sobre la experiencia de la transición energética chilena. Junto a Seebach, dieron palabras de bienvenida, Marcelo Mula, presidente de la AUDER y presidente ejecutivo de WEC Uruguay, como también Alejandro Perroni, miembro del Comité de Estudios WEC.

Este evento también contó con sesiones temáticas sobre “Transición energética en empresas de petróleo y gas” y sobre “Aspectos regulatorios de las renovables y el almacenamiento, una visión de integración regional”. En esta última, participó Paola Hartung, directora de Asuntos Regulatorios de AES Chile y directora suplente de Generadoras de Chile. Finalmente, los National Future Energy Leaders de Uruguay presentaron los proyectos trabajados durante el último año.

Durante la tarde, se realizó una jornada de trabajo de los comités de WEC de Latinoamérica y Caribe, para la construcción de escenarios energéticos para la región, observando los desafíos y riesgos que enfrenta la transición energética con una perspectiva de largo plazo pero con escenarios de corto y mediano plazo.

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DAS Solar, como la marca de primera línea en tecnología de tipo N, se complace en anunciar la apertura de su nueva subsidiaria en Australia. La nueva ubicación de DAS Solar representa el último paso estratégico en la expansión de la presencia global de la compañía.

Al establecer la subsidiaria DAS Solar Australia, se busca reforzar su presencia global, al tiempo que se expanden las capacidades operativas locales en toda Australia para brindar un mejor servicio a su creciente clientela.

A principios de 2023, DAS Solar anunció oficialmente el establecimiento de una subsidiaria en Alemania, que se ha convertido en el centro de sus operaciones europeas y una parte esencial de su estrategia de expansión global.

Como una región crucial para la expansión mundial, DAS Solar introdujo los módulos bifaciales N-type black thru en el mercado australiano en el primer trimestre de 2023. Estos módulos N-type black thru son altamente eficientes y confiables, captando la atención de los usuarios locales en Australia.

Después de presentar los módulos de la serie N-type 3.0 de DAS Solar en mayo de 2023, estos módulos obtuvieron con éxito la certificación autorizada del Consejo de Energía Limpia de Australia (CEC) después de someterse a rigurosas pruebas.

Los módulos de la serie N-type 3.0 están reconocidos en la lista de productos aprobados por el CEC y se aplican ampliamente en diversos escenarios, incluidos techos residenciales y comerciales, así como proyectos de servicios públicos a gran escala. Con el establecimiento de la subsidiaria, DAS Solar desarrollará gradualmente un sistema de distribución, almacenamiento y logística integral en Australia.

Esta iniciativa tiene como objetivo responder rápidamente a diversas demandas del mercado local y ofrecer a los clientes productos y servicios de mayor calidad y valor, mejorando en última instancia la experiencia general del cliente.

DAS Solar se dedica a la exploración continua y a investigaciones rigurosas en tecnología de tipo N, superando constantemente los estándares de la industria en eficiencia de celdas y módulos.

Este compromiso garantiza que DAS Solar ofrezca a sus clientes globales una garantía confiable de valor óptimo a largo plazo. Además, DAS Solar ha mantenido una perspectiva global, lo que ha permitido a la compañía expandir sus productos y servicios a mercados de todo el mundo.

La inversión de DAS Solar en esta nueva subsidiaria refleja su confianza en el mercado solar de la región y su dedicación a proporcionar productos solares altamente eficientes y confiables. DAS Solar espera forjar relaciones más sólidas con las partes interesadas y contribuir al panorama de la energía renovable en la región.

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XM tiene como responsabilidad la planeación operativa del Sistema Interconectado Nacional -SIN-, para lo que realiza permanentemente análisis energéticos y eléctricos en horizontes de corto, mediano y largo plazo, considerando la variabilidad y comportamiento de la hidrología y demanda, disponibilidad de combustibles, los recursos de generación y redes de transmisión, entre otros, por medio de escenarios que permitan garantizar la operación segura, confiable y económica del sistema.

Durante la operación del SIN y en los más recientes análisis de la situación eléctrica de mediano plazo, se evidencia un incremento en la demanda nacional que, en ocasiones, ha superado los valores pronosticados por la UPME en su publicación de octubre de 2022. Lo anterior ha dado lugar a que en algunas zonas del país se opere la infraestructura de transmisión cerca de los límites de seguridad de la red y que, dada la cargabilidad de los equipos usados o la ocurrencia de fallas, es alta la probabilidad de no poder atender completamente la demanda de los usuarios.

“En cumplimiento de las funciones a nuestro cargo, desde XM hemos venido dando las respectivas señales a la institucionalidad sectorial y también a los agentes del mercado sobre la existencia de condiciones de riesgo para la atención segura de la demanda en algunas partes de las subáreas del país: GCM (Guajira – Cesar – Magdalena), Córdoba – Sucre y Bolívar por sobrecargas de la infraestructura y bajos voltajes en condición normal o frente a fallas en los equipos de la red; la misma condición sucede con la red que atiende la demanda del departamento de Chocó pues presenta una alta vulnerabilidad a fallas, dando lugar a desconexiones continuas de demanda.

“Ante la presencia de estas situaciones, en XM hemos tomado acciones operativas con los operadores de red que en ocasiones han permitido reducir la demanda no atendida para minimizar el alto impacto en las regiones antes mencionadas, acciones que, dado el agotamiento de la red y el crecimiento de la demanda, son insuficientes” indica Jaime Alejandro Zapata Uribe, gerente del Centro Nacional de Despacho en XM.

Las principales razones

En la Costa Atlántica se vienen presentando las siguientes situaciones:

Desde hace varios años hay un agotamiento generalizado en la capacidad de transmisión de la red; esto significa que los equipos operan muy cerca o sobre los límites máximos de operación y han llevado a que cerca del 61% de la demanda no atendida total del país se produzca en esta área, tanto por causas programadas (mantenimientos a la red) como no programadas (fallas en la infraestructura de transporte).
Cuenta con el 74% de los esquemas especiales de protección que se tienen implementados en el país para la detección de condiciones particulares indeseadas e inusuales del Sistema; estos esquemas permiten operar las redes haciendo un mayor uso de su capacidad y, ante la materialización de fallas, causan demandas no atendidas puntuales para minimizar el impacto de la falla.
Incremento constante de la demanda por encima del promedio nacional, agudizado por mayores consumos en condiciones de altas temperaturas.

Las situaciones antes mencionadas, sumadas a los retrasos en las fechas de puesta en operación de los proyectos de transmisión y distribución, han dado lugar durante los últimos meses a desconexiones de demanda que podrían agudizarse en el mediano plazo (2 años).

El agotamiento de la red en el área Caribe, zona que presenta alta concentración de cargas especiales asociadas al uso de aires acondicionados y fuertes sistemas de refrigeración (algo natural como consecuencia de las altas temperaturas), ha dado lugar a diversas situaciones que han afectado la prestación del servicio en varios departamentos y que motivaron a que XM venga proponiendo la instalación de tecnologías que fortalecen la red y mejoran la calidad en la atención de la demanda de los usuarios, como los compensadores síncronos, dispositivos que la UPME está analizando su inclusión en los planes de expansión de la red.

“Si bien, en términos generales, Colombia cuenta con altos niveles de seguridad y confiabilidad en la atención de la demanda de energía, nos preocupa la situación de algunos territorios en los cuales se identifica que, con los incrementos esperados en la demanda, sería muy complejo prestar el servicio con la seguridad y calidad acostumbradas. Este es el caso, por ejemplo, de las poblaciones atendidas desde las subestaciones El Banco, La Jagua, San Juan y Guatapurí en el área GCM; San Jacinto, Calamar, Zambrano, El Carmen y el Plato en el área Bolívar, así como Sincé, Mompox y Magangué en el área CórdobaSucre, donde la red presenta señales claras de agotamiento que afectan la prestación del servicio y en donde ya se han presentado situaciones operativas puntuales que han requerido la programación de demanda no atendida”, afirmó Jaime Alejandro Zapata Uribe, gerente del Centro Nacional de Despacho en XM.

Si bien en el corto plazo las situaciones del área Caribe y del departamento del Chocó requieren una urgente atención, también lo es en el mediano plazo la situación del área Oriental que plantea la necesidad de acciones en la ejecución y estructuración de proyectos en el Sistema de Transmisión Nacional, debido al crecimiento de la demanda en el Norte y Occidente de la Sabana de Bogotá y al retraso de proyectos estratégicos como la subestación Norte 500 kV, el refuerzo Virginia – Nueva Esperanza 500 kV y los Transformadores 2 y 3 500/115 kV de Nueva Esperanza, lo que indica que para el periodo 2025 – 2026 dicha área podría no contar con la infraestructura de red necesaria para atender de forma confiable y segura la demanda esperada para este horizonte de tiempo.

XM trabaja de la mano con el Ministerio de Minas y Energía, la UPME, la CREG, el Consejo Nacional de Operación, CNO, y los agentes del mercado para encontrar soluciones operativas a estas condiciones; sin embargo, si el impulso de crecimiento de la demanda continúa, si no se ponen en marcha las obras de transmisión y distribución y no se definen nuevos equipos que fortalezcan la red, el Sistema Interconectado Nacional sería menos resiliente y, debido a las fallas a las que está expuesto, podrían ser necesarios cortes de energía en algunas zonas del país durante los picos de demanda para conservar los niveles de seguridad y confiabilidad en la prestación del servicio en el territorio nacional.

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Colbún S.A, la empresa con 37 años de trayectoria dedicada a la generación y comercialización de energía, reportó un EBITDA -resultado antes de intereses, impuestos, depreciación y amortizaciones –de US$ 327 millones en el primer semestre del presente año, lo que representa un aumento de 10% respecto de igual período del año pasado.

Estos resultados se explican por un aumento de 18% en los ingresos de actividades ordinarias, los que ascendieron a US$1.100,6 millones en el período. Ello responde principalmente a mayores ventas, tanto a clientes libres como regulados.

Dichos efectos fueron parcialmente compensados por menores ventas en el mercado spot de energía, producto de la menor generación registrada tanto en Chile como en Perú. La utilidad neta, en tanto, alcanzó los US$ 223,2 millones a junio, superando la ganancia de US$ 93,6 millones de la Compañía registrada en igual período de 2022.

El incremento se vincula principalmente al ingreso de US$116,4 millones, correspondiente al ajuste final de precio asociado a la venta de Colbún Transmisión S.A. concretada el año 2021.

“Estos resultados reflejan la estrategia de crecimiento a largo plazo que hemos desarrollado, dentro de la cual nos hemos enfocado en el segmento de clientes libres, donde hemos buscado consolidar la venta de energía competitiva junto con nuestra oferta de soluciones energéticas innovadoras y de alta calidad, con el fin de satisfacer todas las necesidades energéticas de nuestros clientes. Continuaremos trabajando para mantener nuestro éxito en este segmento y expandiendo nuestra propuesta de valor”, destacó el CEO de Colbún, José Ignacio Escobar.

Durante el período la compañía siguió avanzando en el desarrollo de su cartera de proyectos renovables. En este punto cabe destacar el avance de 59% que alcanzó el proyecto eólico Horizonte (816 MW), considerando todos los contratos y actividades de construcción: campamento, acceso externo, obras civiles y obras eléctricas.

También se siguió avanzando en el proceso de evaluación ambiental de los proyectos Celda Solar en la Región de Arica y Parinacota (un parque solar de hasta 420 MW más un sistema de baterías de hasta 240 MW) y el parque eólico Junquillos en la Región del Biobío (hasta 472 MW). El sistema de baterías Diego de Almagro Sur, en tanto, se encuentran a la espera de la autorización final por parte del Coordinador Eléctrico Nacional para el inicio de su operación comercial.

Cabe destacar que la compañía cuenta con cerca de 1.100 trabajadores y una potencia instalada cercana a los 4.000 MW a través de 27 centrales de generación en Chile y Perú. En líneas con su compromiso por reducir sus emisiones de CO2, está impulsando un fuerte programa de proyectos de energía renovable solar y eólica para sustentar su crecimiento.

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El ministro de Energía, Diego Pardow, y su par de Agricultura, Esteban Valenzuela, llegaron hasta la ciudad de Concepción para encabezar la última sesión de la Mesa Nacional de Pellet, actividad donde se dieron a conocer los resultados del trabajo de esta instancia, el cual está orientado a robustecer el desarrollo de la industria de este combustible.

En la ocasión, además, ambos secretarios de Estado firmaron un acuerdo para impulsar el diseño de una Estrategia Nacional de Bioenergía.

En la actividad realizada en la sede del Instituto Forestal (INFOR) de la región de Biobío, Pardow destacó el trabajo realizado durante un año por los integrantes de la mesa y recordó que, durante la tramitación y posterior aprobación de la Ley de Biocombustibles Sólidos, una de las solicitudes de los parlamentarios fue redoblar la coordinación intergubernamental y con el sector privado para que episodios de desabastecimiento no volvieran a repetirse.

“Quiero destacar el rol que cumplieron los productores de pellet a la hora de asumir el grueso del esfuerzo que significa la inversión en capacidad productiva y que se reflejó en un aumento de 50% de la producción nacional de pellet. Eso es el principal responsable del aumento de producción que hoy día permite que podamos mirar mucho más tranquilos el suministro de este tipo de energético tan importante en la zona centro-sur del país”, señaló el ministro de Energía.

La instancia, integrada por el sector, público, privado y el rubro pelletero, entregó los resultados de su trabajo con foco en implementar acciones en el corto plazo para evitar estrechez de suministro de este combustible, una propuesta para el desarrollo del sector en el mediano y largo plazo, y un paquete de medidas con eje en la producción, la certificación y la disponibilidad de información tanto para productores como para consumidores de pellet.

Durante la actividad, ambos ministros firmaron un convenio para avanzar en un trabajo colaborativo entre las carteras de Agricultura y Energía, y que tiene como uno de sus objetivos elaborar una Estrategia Nacional de Bioenergía que sirva como hoja de ruta para transitar hacia una matriz de calefacción limpia, incrementando la oferta formal de biocombustibles sólidos en el sector residencial.

El ministro de Agricultura, Esteban Valenzuela, destacó la importancia de este tipo de combustible y la urgencia de trabajar para fortalecer la industria del pellet.

“Aquí es muy importante leña seca, leña certificada, que es parte de los acuerdos que alcanzó el ministro Pardow con todos los actores. Y eso es fundamental. La biomasa es literalmente el combustible del pueblo en el centro sur del país, que es accesible y tenemos que lograr que esa biomasa sea limpia, con trazabilidad, como felizmente lo estamos logrando con nuestra industria”, afirmó Valenzuela.

La seremi de Energía de Biobío, Daniela Espinoza, en tanto, destacó la realización de este encuentro: «Es muy importante que este hito se realice en esta Región porque somos los principales productores de pellet en el país. Cerca del 75% de los pellets se producen en la región del Bíobío. Además, como Seremi de Energía, participamos activamente de la Mesa Nacional de Pellet. Monitoreamos constantemente la industria trabajando coordinadamente con ellos, monitoreando también el abastecimiento en cada una de las comunas de la región. Como región esperamos seguir abasteciendo con biocombustibles sólidos parte importante de la región y del país para mejorar la calidad de vida en los hogares chilenos».

Aprovechando su visita a la región del Biobío, el ministro de Energía, Diego Pardow, se trasladó hasta el barrio Cívico de Concepción, para asistir al segundo taller participativo del Plan de Acción de Hidrógeno Verde. En la instancia, que tiene como objetivo construir la hoja de ruta para impulsar el desarrollo de este energético, participaron representantes de la sociedad civil, el sector público, actores privados y del mundo académico.

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Renova Energía informó al mercado energético de Brasil que ya se lanzó el aviso público para la subasta por propuesta cerrada para el remanente de la Unidad de Producción Aislada (UPI) “Cordilheira dos Ventos”, como parte de su plan de recuperación judicial. 

Dichos activos están conformados por 73 terrenos arrendados en los municipios de Cerro Corá, Lajes y São Tomé, ubicados en el estado de Rio Grande do Norte, y se caracterizan por tener un potencial para el desarrollo de energía eólica. 

Puntualmente, para esta venta y cesión del derecho que se tiene sobre la propiedad, se se definió un aprovechamiento 193,5 MW de capacidad eólica, considerando 43 aerogeneradores Vestas 163 de 4,5 MW de potencia cada uno, además de un factor de carga (P50) de 56,8%.

Mientras que el precio mínimo para la venta judicial de los proyectos en desarrollo será de R$ 26.088.246,60 y el pago deberá ser en efectivo, ya que no se admitirán compensaciones de crédito de ninguna naturaleza. 

Esta no es la primera vez que Renova Energía lanzó un llamado similar, ya que a principios del 2017 intentó vender el complejo eólico Alto Sertao III (386 MW) a la firma AES Tiete, en un acuerdo de 1.340 millones de reales (US$346,7 millones). 

Acuerdo que finalmente fue dado de baja en 2019 por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) debido a que los aerogeneradores tenían contratos futuros para vender la energía generada. 

Sin embargo, en enero del 2022, Renova Energía vendió una parte del complejo “Cordilheira dos Ventos” a la empresa AES GF1 Holding, que garantizó el derecho a ser el único postor en la subasta judicial de la unidad productiva aislada. 

En aquel entonces, la oferta de AES involucró un valor de a un valor de R$ 42.000.000 por los proyectos Facheiro II, Facheiro III y Labocó, con una capacidad conjunta de desarrollo eólico de 305 MW, y que están ubicados cerca del parque eólico Cajuína de AES. 

En tanto que los fondos recaudados al término de la operación iban a ser destinados por Renova para anticipar la amortización de deudas con el Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) de Brasil, Citibank y Cemig.

¿Cómo sigue el proceso para el remanente de “Cordilheira dos Ventos”? Los interesados deberán presentar, junto con la petición de interés, estados financieros que muestren la posición patrimonial consistente con la adquisición del proyecto.

A ello se debe agregar una carta de garantía emitida por una institución financiera de primer nivel por un monto equivalente a, por lo menos, el 10% del precio mínimo, que se convertirá en una multa y será exigida como forma de cobranza en caso de incumplimiento en el pago del precio de adquisición.

Los interesados ​​podrán acceder a la información a través de la Sala de Datos y podrán manifestar su interés desde el próximo 28 de julio con la presentación de propuestas cerrada hasta el 11 de agosto; mientras que la audiencia de apertura de ofertas se realizará el 15/8. 

El Tribunal de Reorganización Judicial declarará la propuesta ganadora mediante una decisión judicial, en beneficio del postor que brinde la propuesta más elevada entre todos los montos ofrecidos. 

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Esta semana, la cartera de Energía publicó la Resolución 40477 (VER), donde deja en firme el Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión 2022 – 2036, elaborado por la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME).

Allí se deja en firme seis obras de transmisión, las cuales deben ser ejecutadas a través de Convocatoria Pública o Ampliaciones del STN, “según corresponda”, indica la autoridad. Todas tienen un horizonte de puesta en marcha a más tardar mediados del 2026.

Pero la obra que más se destaca, por fuera de estas seis y que aún no se ha determinado del todo, es la Línea de Transmisión en corriente directa (HVDC) – Alta Guajira: Colectora 2.

“La UPME profundizará en los análisis de beneficio/costo de la Línea de Transmisión HVDC a 600 kV, tipo VSC, bipolo con retorno metálico, con el fin de determinar sí la conexión de la subestación Colectora 2 500 kV debe ser, con la subestación Primavera 500 kV o con la subestación Cerromatoso 500 kV, y con ello orientará el o los tipos de recorridos (terrestre y/o submarino)”, advierte el Ministerio.

Y es que la entidad de planificación energética evalúa tres opciones. Éstas son:

Opción 1: Linea de transmisión en +/-600 kV HVDC — VSC bipolo de Colectora 2 a Cerromatoso, trazado terrestre de 654 km aproximadamente.

Opción 2: Línea de transmisión en +/-600 kV HVDC — VSC bipolo de Colectora 2 a Cerromatoso, trazado de 815,9 km aproximadamente, tramo marino de 665 km y terrestre de 150,6 km.

Opción 3: Línea de transmisión en +/-600 kV HVDC — VSC bipolo de Colectora 2 a Primavera, trazado terrestre de 713 km aproximadamente.

En un documento publicado a principios de este año –VER-, se indica que esta mega obra de transmisión podría transportar un total de 3 GW, en distintas etapas, y que podría estar lista en diciembre de 2032.

“Se asume que la totalidad de generación a conectarse en la subestación Colectora 2 – 500 kV corresponde a FNCER, principalmente a proyectos eólicos, todo esto teniendo en cuenta la disponibilidad de este recurso en La Guajira”, indica el documento.

Las seis obras que se licitarán

En virtud del Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión 2022 – 2036, el Gobierno de Petro sumará al elenco de obras eléctricas seis nuevos proyectos, los cuales serán considerados de “utilidad pública e interés social”.

Éstos son:

Obras en Córdoba

a) Segundo circuito Cerromatoso – Sahagún – Chinú 500 kV, con fecha de entrada en operación junio de 2026.

b) Corte central en el diámetro uno de la subestación Chinú 220 kV, con fecha de entrada en operación en noviembre de 2024.

Obra en Valle

a) Bahía de compensación, corte central para el nuevo diámetro, bahía de transformador en el diámetro dos, con fecha de entrada en operación en diciembre de 2024.

Obra en Bolívar

a) Tercer Transformador en la subestación Bolívar 500/220 kV, con fecha de entrada en operación en junio de 2026.

Obra en Risaralda

a) Instalación Segundo Transformador en la Subestación La Virginia 500/230 kV mediante traslado de transformador existente, con fecha de entrada en operación diciembre de 2024.

Obra en Arauco

a) Reconfiguración de la subestación Banadía 230 kV de Barra sencilla a Barra Principal más Barra de Transferencia — BPT, con fecha de entrada en operación para noviembre de 2025.

La entrada Colombia define que licitará seis obras eléctricas a más tardar 2026 y evalúa tres opciones sobre Colectora 2 se publicó primero en Energía Estratégica.

JA Solar, una de las principales empresas en la industria fotovoltaica, ha dado un importante paso con el lanzamiento de su nueva generación de módulos solares. Bajo el nombre de «Deep Blue 4.0 Pro«, estos módulos han sido diseñados con un objetivo claro: aumentar el valor del cliente.

Los módulos Deep Blue 4.0 Pro, recientemente premiados en la feria SNEC 2023, se destacan por haber alcanzado una impresionante eficiencia de hasta el 22.8% en potencias de 615W, superando ampliamente a sus predecesores, y módulos de 630W con 22.5% de eficiencia, lo que les otorga un lugar destacado en el mercado de paneles solares de alta potencia.

Durante un webinar organizado por el medio de noticias internacional Energía Estratégica, expertos de JA Solar compartieron los detalles y beneficios clave de la nueva generación de módulos para profesionales de la energía solar en Latinoamérica.

«Hay cuatro puntos principales: menor degradación, mejor coeficiente de temperatura, factor de bifacialidad superior, además de una mayor potencia y eficiencia», destacó Victor Soares, gerente técnico para Latinoamérica de JA Solar.

Según explicó Soares, además de las características antes mencionadas, estos módulos con tecnología N-Type cuentan con ventajas adicionales frente a los módulos P-type, como un mejor rendimiento en baja irradiancia, lo que los convierte en una opción ideal para regiones con climas variables o menos soleados.

Así también, la degradación de estos módulos es considerablemente menor, lo que prolonga su vida útil y garantiza una mayor estabilidad en la generación de energía a lo largo del tiempo.

Victoria Sandoval, gerente de ventas para Latinoamérica de JA Solar, además compartió los grandes diferenciales de la compañía ante los acuerdos de estandarización de celdas rectangulares y la nueva tecnología que presentaron al mercado, enfatizando cómo estos avances pueden transformar el panorama de la energía solar a nivel mundial.

«Argumentamos que no es suficiente con que un producto tenga las fichas técnicas y certificaciones básicas de IEC (International Electrotechnical Comission) y UL (Underwriters Laboratories), también tienes que tener un juez tercero imparcial que diga que tu producto es exactamente lo que tú dices que es», señaló Sandoval indicando además la excelente bancabilidad que tiene JA Solar ranqueada como AAA y sus buenos resultados en pruebas de laboratorios terceros como RETC, PVEL y UL.

Durante el webinar, quedó en claro que los módulos Deep Blue 4.0 Pro abren un abanico de posibilidades para la generación de energía más eficiente y sostenible en distintos segmentos del mercado, siendo un claro ejemplo del compromiso de JA Solar con la investigación y el desarrollo de tecnologías avanzadas en el campo de la energía fotovoltaica. Con esto, la compañía ha demostrado una vez más su liderazgo en la industria, ofreciendo soluciones de alta calidad que impulsan el crecimiento de la energía solar en todo el mundo.

JA Solar presenta su nuevo módulo DeepBlue 4.0 Pro N-Type

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La Secretaría de Energía de la Nación realizó la Licitación Pública Nacional 05/2023 para la selección de un proponente para la contratación de los servicios de asistencia técnica e inspección de las obras que integran la ampliación de la Línea de Alta Tensión de 220 y 132 kilovoltios entre las localidades de Alumbrera y Belén y las nuevas Estaciones Transformadoras del Eje y Belén, en la Provincia de Catamarca. Estas obras pertenecen al Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional.

El pasado 20 de julio, con la presencia en forma online del Subsecretario de Energía Eléctrica, Santiago Yanotti; el Ministro de Agua, Energía y Medio Ambiente de Catamarca, Lucas Zampieri; el Secretario de Energía de la Provincia de Catamarca, Máximo Ramírez y los Representantes del Comité de Administración del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal, Dante Luis Hernandez, Walter Antonio Ramirez y Jorge Horacio Giubergia, se celebró el acto público de la Apertura de las Ofertas Técnicas (Sobres Nº 1) y la recepción de sus Ofertas Económicas (sobres Nº 2), correspondiente a la Licitación Pública Nacional 05/2023. La obra beneficiará en forma directa a más de 89.000 habitantes.

“Estamos trabajando todos en equipo integrándonos entre el gobierno nacional y el gobierno de la provincia. Quiero saludar y felicitar a las empresas que participaron y decirles a todas que sigan participando, porque va a haber muchas alternativas para que haya trabajo para los argentinos y mejora en la calidad del servicio eléctrico que es lo que nos permite crecer”, expresó Yanotti.

La ampliación permitirá interconectar el oeste de la Provincia de Catamarca y pasar de un sistema radial a uno en anillo, mediante la construcción de nuevas líneas en 220 y 132 kilovoltios. También se realizará la creación de un nuevo Nodo en El Eje con 120 MVA de capacidad adicional y la repotenciación de la Estación Transformadora Belén con 30 MVA nuevos instalados. De esta manera, además de robustecer y contribuir a la estabilidad del sistema, se asegurará el abastecimiento eléctrico a través de la Línea en Extra Alta Tensión EL Bracho – Alumbrera – El Eje – Belén.

En conjunto, se contará con nueva capacidad de transformación suficiente para levantar centrales a combustible fósil, brindar factibilidad a futuros parques solares, mejorar la distribución, cubrir la demanda actual y futura. Estimándose como beneficiarios directos 89.131 habitantes.

De esta manera, este llamado a licitación es para el seguimiento y control de las obras mencionadas ya que requieren la asistencia de consultoras, cuyas tareas son la inspección de los materiales y las obras in situ; el seguimiento de cronograma y avances de materiales y obras; el acta de certificación de materiales y trabajos; el seguimiento de la aprobación de la ingeniería y la asistencia al al comitente de todas las tareas necesarias hasta la puesta en servicio.

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De acuerdo con la Agencia Internacional de Energía (o IEA por sus siglas en inglés), la generación de energía es el sector económico que más contribuye a la emisión de CO2, uno de los gases principales de efecto invernadero, y es por lo tanto el tema clave para superar el problema del cambio climático. El uso de combustibles fósiles como el carbón, el petróleo y el gas, es por mucho la principal causa del cambio climático global, ya que significan más del 75 % del total de emisiones de gases de efecto invernadero y cerca del 90 % de todas las emisiones en dióxido de carbono en el mundo.

Esto significa que la única forma de corregir el rumbo y controlar el problema del calentamiento global pasa por la transición hacia métodos de generación y uso de energía sostenibles y renovables.

Es por ello que el objetivo 7 de los Objetivos para el Desarrollo Sostenible de la ONU “Energía asequible y no contaminante” es conseguir, mediante el mejoramiento de la tecnología e infraestructura, sistemas energéticos modernos y sostenibles, que al mismo tiempo mantengan los precios de producción a un nivel accesible para que el grueso de la población pueda cubrir sus necesidades energéticas del día a día.

Black & Veatch, la empresa proveedora de infraestructura industrial con más de 100 años de experiencia en proyectos de desarrollo de infraestructura crítica, se ha posicionado como uno de los principales referentes en el mundo en materia de proyectos de transición hacia modelos sustentables de energía y está apostando por ayudar a industrias y sector público a dar pasos correctos en esta transición de forma eficiente y rentable.

La transición hacia las energías sustentables impulsa la rentabilidad empresarial y el crecimiento económico

La primera gran noticia es que la producción de energía por fuentes renovables es cada vez más barata gracias al desarrollo tecnológico, y esta tendencia seguirá ampliándose en el futuro. Por ejemplo, de acuerdo con la Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA por sus siglas en inglés) el costo de producción de energía solar a nivel industrial ha disminuido 82% entre 2010 y 2020 y  los costos de proyectos de energía eólica en tierra y altamar han bajado alrededor de un 40% y 29% respectivamente durante el mismo periodo.

El potencial energético de fuentes renovables inexplotado en el mundo es bastante amplio

Según los datos de la Agencia Internacional de Energías Renovables (o IRENA, por sus siglas en inglés), el 90 % de la electricidad mundial podría venir de fuentes renovable para el año 2050, debido a que en prácticamente todos los países hay fuentes de energías renovables cuyo potencial todavía no se ha aprovechado completamente.

Además, en relación con las vertientes más conocidas de infraestructura eólica y solar, existen aún otros desarrollos tecnológicos que están mostrando rendimientos excepcionales, como la generación y almacenamiento de hidrógeno verde que está preparándose ya en Delta, Utah, con un hub de hidrógeno que convertirá aproximadamente 220 MW de energía renovable en hidrógeno verde, que será almacenado en cavernas de sal. Esto es una gran noticia porque ampliar la capacidad de almacenamiento de energía es uno de los elementos clave para lograr una red descarbonizada.

Las industrias en México y América Latina están tomando acciones de impacto

América Latina es una región llena de recursos naturales extraordinarios, y aprovecharlos de manera responsable para generar sistemas de generación sustentables se ha convertido en la misión de algunos de los líderes de industria más destacados en el continente, de la mano de la asesoría técnica de empresas como Black & Veatch. Globalmente hemos participado aproximadamente 50 GW de proyectos solares y casi 60 GW de proyectos eólicos.  En Latinoamérica,  queremos crecer nuestra participación  y aprovechar la experiencia que hemos tenido con varios clientes proyectos de generación eólicos y solares para CEMEX, SEMPRA, Gauss Energy y varios proyectos de desalinización de agua siendo el más relevante la planta de la Escondida en Antofagasta, Chile, la más grande de Latinoamérica .

En México, gracias al fenómeno del nearshoring, este potencial renovable está reuniendo los elementos de inversión y transferencia de tecnología necesarios para acelerar el proceso de transición energética en el país, y cada vez más empresas están convenciéndose de que sus proyectos de pueden ser más rentables invirtiendo en sistemas que apoyen la transición hacia sistemas de generación y almacenamiento sostenibles.

La entrada Tres buenas noticias sobre el desarrollo de infraestructura sustentable para salvar al planeta se publicó primero en Energía Estratégica.

En respuesta a los retos y oportunidades que plantea el panorama energético global, los Estados Miembros de OLADE se dieron cita para abordar de manera conjunta los desafíos que se presentan en el sector energético. Representantes de las instancias gubernamentales del sector energía abordaron los desafíos y oportunidades de sus países y su incidencia en la región, con el objetivo de impulsar la cooperación y el desarrollo energético de América Latina y el Caribe.

Andrés Rebolledo, Secretario Ejecutivo de OLADE, dio la bienvenida a las delegaciones de los Países Miembros y destacó que la Junta de Expertos proporciona soporte técnico y asistencia a la Reunión de Ministros y a la Secretaría Permanente, en relación con el cumplimiento de los objetivos y funciones de la organización, en correspondencia con las necesidades de los Estados Miembros.

Por su parte, la Presidencia de la LIX Junta de Expertos, a cargo de Venezuela, resaltó que la energía juega un rol muy importante en la integración; que es evidente la inestabilidad que en la actualidad está afectando a los mercados energéticos a nivel mundial, lo que sin duda implica un impacto directo en nuestras poblaciones. La región tiene abundantes recursos energéticos, por lo que Venezuela hace un llamado a la integración energética, con el apoyo de OLADE.

La Vicepresidencia de la LIX Junta de Expertos, a cargo de Argentina, destacó que América Latina y el Caribe cuenta con importantísimas y variadas fuentes de energía, lo que le permite a la región pensar en la complementariedad como una fase destacada para avanzar en la integración y garantizar la seguridad energética para los pueblos.

Uno de los temas fundamentales que se abordaron durante este encuentro fue la explotación responsable de los recursos minerales en la región. Se enfatizó en que América Latina y el Caribe cuenta con una abundante riqueza mineral, y se hizo hincapié en la necesidad de establecer marcos regulatorios sólidos y una gobernanza adecuada para garantizar que esta explotación sea sostenible y respetuosa con el medio ambiente.

Además, se resaltó la importancia de la integración energética y específicamente la gasífera como una vía para fortalecer la seguridad energética de la región. Las autoridades enfatizaron la necesidad de impulsar proyectos conjuntos que aprovechen las complementariedades entre los países y faciliten un suministro estable y confiable.

En la sesión también se puso relevancia en la seguridad energética en el contexto actual, de post pandemia y los eventos climáticos extremos. Los delegados destacaron la importancia de contar con políticas que garanticen un suministro eléctrico ininterrumpido y fomenten la diversificación de las fuentes energéticas para hacer frente a situaciones de crisis.

Asimismo, se abordó la necesidad de seguir promoviendo el uso de energías renovables en la matriz energética regional. A pesar de reconocerse los avances realizados en este ámbito, se identificó una ralentización en la incorporación de energías renovables en las matrices energéticas. Los participantes enfatizaron la importancia de continuar incentivando estas fuentes y su integración en los planes de desarrollo energético.

La Junta de Expertos contó con la activa participación de los representantes de los Estados Miembros que atendieron la convocatoria realizada por la Secretaría Permanente de OLADE. Los delegados compartieron experiencias y buenas prácticas en el ámbito energético. La cooperación y el intercambio de conocimientos entre naciones fueron destacados como elementos clave para alcanzar una transición energética exitosa y sostenible.

OLADE reafirmó su compromiso de seguir apoyando a los países de la región en la búsqueda de soluciones energéticas integrales y sostenibles. Se hizo hincapié en la importancia de trabajar de manera conjunta para alcanzar los objetivos de desarrollo sostenible y asegurar un futuro energético seguro y próspero para las generaciones venideras.

La energía juega un papel fundamental en el desarrollo y bienestar de los países, y América Latina y el Caribe están determinados a enfrentar los desafíos energéticos actuales y futuros con una visión colaborativa y sostenible.

La entrada LIX JUNTA DE EXPERTOS OLADE: América Latina y el Caribe se unen para enfrentar desafíos energéticos se publicó primero en Energía Estratégica.

JA Solar, líder en diseño, desarrollo, fabricación y comercialización de células y módulos fotovoltaicos, ha decidido compartir su conocimiento y experiencia con profesionales del sector energético renovable en Latinoamérica.

En colaboración con el medio de noticias Energía Estratégica, JA Solar ha organizado un emocionante webinar titulado «Claves para potenciar la energía solar con tecnología N-Type de JA Solar«, que se llevará a cabo el próximo 26 de julio.

Este evento gratuito promete brindar valiosa información sobre los beneficios de las últimas innovaciones en el sector fotovoltaico y su oferta disponible para todo el mercado latinoamericano.

PARTICIPAR

JA Solar se ha consolidado como uno de los fabricantes de módulos Tier 1 líderes en el sector fotovoltaico. Su experiencia y liderazgo en la industria son garantía de calidad y confiabilidad.

En este webinar, contarán con la participación de destacados expertos como Victoria Sandoval, Sales Manager Latam de JA Solar, y Victor Soares, Technical Manager Latam de JA Solar, quienes compartirán aquel conocimiento en detalle.

Durante el evento, los expertos de JA Solar profundizarán en las peculiaridades de la tecnología tipo N, también conocida como celdas TopCon. Explicarán las nuevas potencias y eficiencias que se pueden lograr utilizando esta tecnología, así como los avances en la reducción de degradaciones.

Será una oportunidad única para entender cómo la tecnología N-Type puede impulsar el rendimiento y la viabilidad de los sistemas fotovoltaicos.

INSCRIPCIÓN

Además, los asistentes podrán obtener información privilegiada sobre los nuevos diseños de celdas rectangulares que JA Solar tiene previsto implementar en la próxima generación de módulos. Estos diseños se adaptarán de manera más eficiente a diferentes tipos de sistemas, maximizando la producción de energía solar en cada caso específico.

No pierda la oportunidad de participar en este webinar y estar al tanto de los últimos avances en tecnología solar.

Inscríbase de forma gratuita y asegúrese de reservar su lugar para el 26 de julio. Amplíe su conocimiento y establezca contactos con profesionales del sector mientras descubre cómo potenciar la energía solar con la tecnología N-Type de JA Solar. 

PARTICIPAR

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Silvia Emaldi, presidenta de la Administración Nacional de Usinas y Transmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay, confirmó que la entidad saldrá a licitar nuevos parques renovables en los años 2024 y 2025 como parte del Plan de Expansión futuro y el Plan Quinquenal de Inversiones. 

Ya era sabido que, a partir del año 2026, UTE tenía previsto incorporar módulos de 100 MW de energía solar por año y que el sector energético del país insistió en la necesidad de tener nuevos contratos de renovables, pero hasta la fecha no había novedades al respecto.

Sin embargo, esto cambió este miércoles 26 de julio del 2023 cuando la presidenta de UTE reconoció que “a través de una licitación se contratará un EPCista para el desarrollo de los primeros 100 MW fotovoltaicos”

“La idea es que esta potencia esté en dos localizaciones: los primeros 25 MW de potencia estarán instalados en terrenos que la empresa ya posee en Punta del Tigre y el resto (75 MW) se ubicará en localizaciones del norte del país que momentáneamente se analizan, pero que deben ser puntos cercanos a nuestra red para optimizar los costos”, sostuvo durante el Congreso LATAM Renovables organizado por AUDER. 

El objetivo es que el pliego para la licitación del módulo de 25 MW esté disponible en el primer trimestre de 2024, en pos de que esté operativo en 2025. Mientras que los 75 MW restantes tendrán su pliego en el primer trimestre de 2025, con la idea de que el parque esté en marcha en 2026.

“Esto será así, siempre y cuando no se instalen nuevas demandas significativas que requieran algunas inversiones adicionales o buscar algún otro mecanismo”, aclaró Emaldi.  

De todos modos, la expansión no se detendrá ahí, ya que la generación fotovoltaica se incrementará gradualmente en 100 MW por año, acompañando el crecimiento de la instalación de generación de UTE hasta el año 2047. 

Además, la Administración Nacional de Usinas y Transmisiones Eléctricas de Uruguay tiene previsto incorporar módulos eólicos y turbinas de gas a partir de 2032 para “tener firmeza en el sistema”. 

Transmisión

Para garantizar la seguridad energética y el correcto funcionamiento del sistema eléctrico, UTE también tiene previsto invertir alrededor de 500 millones de dólares hasta el año 2027 en el Plan Director de Montevideo y Zona Metropolitana, destinado a reforzar la red de transmisión existente.

Como también lleva adelante proyectos de mejora en distintos puntos del país incluyendo el proyecto «Cardal» (a través de leasing). que consiste en la segunda línea de transmisión desde Punta del Tigre y “cuya finalización está prevista para finales de este año”, según explicó Emaldi. 

“También, se espera concretar el proyecto de aproximadamente 220 millones de dólares (mediante  fideicomiso) para realizar el cierre del anillo de transmisión del norte, que unirá la red que llega desde Melo hasta Tacuarembó”, agregó.

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La generación distribuida avanza con fuerza en México tanto a nivel residencial como comercial e industrial por ser una tecnología económicamente viable en base unitaria y por sus bajas restricciones regulatorias.

En efecto, de acuerdo al informe de la CRE, este segmento trepó a niveles récord en el 2022 con 2629.78 MW en 334,984 contratos, cifra que supone una inversión de 3,522.39 millones de dólares.

Ante esta creciente demanda, la empresa tecnológica canadiense-mexicana enfocada en energía solar distribuida, Solfium, sigue ampliando su participación en el mercado con la misión de posibilitar que la adopción de la energía solar sea fácil y accesible para todos los hogares y negocios.

“Estamos en camino a cuadriplicar la cantidad de proyectos que instalamos este año. Si ganamos licitaciones en curso ese porcentaje sería aún mucho mayor. Vemos un incremento muy fuerte y estamos creciendo muy por arriba de la industria. Hay un potencial enorme y ofrecemos un diferencial con nuestra plataforma”, explica a Energía Estratégica, Andrés Friedman, co-fundador y CEO de la compañía.

“Creamos un modelo de negocio digital y tecnológico que facilita la adopción de la generación distribuida. Nuestro objetivo es acelerar esta transición energética. Creamos una plataforma móvil de sencilla utilización similar a Uber enfocada en el cliente residencial y comercial”, agrega.

Solfium_General ESP – mar23

Esta plataforma también proporciona la oportunidad a las grandes empresas que están buscando descarbonizar su cadena de valor de llegar a sus empleados, pequeños proveedores y distribuidores, y de esa forma reducir sus emisiones indirectas (Scope 3).

“Tenemos la capacidad de ofrecer una solución más integral de descarbonización con energía limpia. Ejecutamos proyectos industriales como punto de partida, y luego colaboramos con nuestro cliente corporativo para llegar a toda su cadena de valor”, afirma el experto.

Además, Friedman señala: “Nuestra propia operación busca optimizar toda la cadena de valor la industria. Al asociarnos directamente con el fabricante, achicamos la distancia entre el mismo y el cliente que adquiere el sistema fotovoltaico, y nos permite dar un soporte post-venta mas robusto”.

Teniendo en cuenta que la falta de profesionalización del sector es una barrera que golpea a la industria, Solfium certifica a sus instaladores de paneles para mejorar la calidad de las instalaciones y asegura que el material que se usa sea el adecuado.

Además, brinda reportes detallados actualizados lo cual permite a los usuarios y compañías tomar decisiones a largo plazo. 

“Como todo el modelo es digital, esa información se aglomera para nuestros clientes corporativos en un dashboard virtual que registra en tiempo real cuántos proyectos hay implementados en su cadena de valor y cuál es el impacto medioambiental que tienen, para que las empresas puedan incluirlo en sus reportes ESG de reducción de emisiones”, asegura el experto.

En tanto a las regiones de México donde más se demandan las soluciones de Solfium, el especialista destaca que Jalisco es el estado con mayor desarrollo fotovoltaico, y que Nuevo León es el que más crecimiento está teniendo por el nearshoring. 

Si bien destaca que llegan a todas las zonas del país, también califica como atractivos los estados del Bajío en el centro del país como Aguascalientes, Guanajuato y Querétaro. Este último, es un hub industrial fuerte para el sector automotriz.

Para las instalaciones de los proyectos fotovoltaicos, Friedman detalla los instrumentos financieros más adoptados: “Ofrecemos PPAs competitivos y Capex muy atractivos con un payback de tres años y a veces menor carga fiscal si se optimiza bien la inversión. Estamos haciendo 50 y 50%”.

Asimismo, ofrecen soluciones de almacenamiento, tecnologías que cada vez son más demandadas por los usuarios. “Estamos ofreciendo también soluciones integrales con baterías y creemos que eso va a dar más resiliencia a todos los sistemas. Es bueno tener un backup y no depender 100% de la red. Vemos cada vez más fuerte esa demanda y hacía allá va la tendencia”, añade.

Otra arista de crecimiento que vislumbran en Solfium es la integración de energía solar con proyectos de electromovilidad. “En este último trimestre hemos firmado una alianza con ABB, y nos hemos incorporado al consorcio de Electromobility Hubs con Mazmobi, Bosch, XC Power entre otros. Las sinergias en este sector son muy grandes”, concluye.

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El Parque Solar Pedro Corto (83 MWp), proyecto desarrollado por Soventix Caribbean en sociedad con Canadian Solar (ahora Recurrent Energy) alcanzó un nuevo hito al cerrar su contrato PPA este mes.

“Hemos tenido la oportunidad de rubricar otro logro, que conseguimos gracias al aporte de un equipo extraordinario en Soventix Caribbean, SRL y el equipo del Consejo Unificado de Empresas Distribuidoras que lidera Manuel E. Bonilla”, celebró Alfonso Rodríguez, CEO de Soventix Caribbean.

Este proyecto que estará ubicado en el municipio San Juan de la Maguana, provincia San Juan, inyectará aproximadamente 200 GWh/año de energía renovable al Sistema Eléctrico Nacional.

El mismo se destaca por la eficiencia y beneficios medioambientales que generará, con lo cual, desde la empresa también han avanzado en la certificación de créditos de carbono a través del riguroso estándar “Gold Standard”. Este proceso asegura el alineamiento del proyecto con el desarrollo social y ambiental de la comunidad y permitirá el acceso del proyecto a los mercados voluntarios de emisiones de CO2 mas exigentes.

Según adelantó Alfonso Rodríguez en su reciente participación en el evento de Future Energy Summit, la intención de la compañía entre toda su cartera es poder generar un millón de toneladas de CO2 en créditos de carbono voluntarios de alta calidad, certificados en Gold Standard (GS). Así sus clientes podrán compensar sus emisiones y abrazar la carbono neutralidad bajo los mejores estándares del mercado. De esta manera cumplirán las exigencias que sus mismos clientes, bancos y gobierno corporativo están demandando de las empresas multinacionales.

A este respecto Alfonso Rodriguez declaró que el proyecto  “está en etapas finales de registro bajo Gold Standard, gracias a los beneficios sociales y ambientales que producirá en la comunidad y el ahorro de emisiones de CO2”.

Nuevos horizontes de negocios

“El nearshoring siembre ha tenido sentido, ahora mucho más”, aseguró Alfonso Rodríguez, CEO de Soventix Caribbean durante Future Energy Summit.

La política del gobierno americano para posicionar manufactura en mercados cercanos a los Estados Unidos cobra cada vez más fuerza. Cientos de millones de dólares se están movilizando para proveer bienes y servicios desde México y mercados estratégicos de Centroamérica y el Caribe.

“República Dominicana probablemente sea el mejor país para incrementar la manufactura de equipos y suministro a Estados Unidos”, consideró Rodriguez.

Para ello Soventix Caribbean viene trabajando con diferentes lideres del sector de zona franca y manufactura, proveyendo soluciones 360 grados para el abastecimiento de energia renovable a precios competitivos, convirtiendo a Soventix Caribbean en el aliado estratégico para la transición energética de estas empresas.

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La Asociación Nacional Panameña de Generadores Eléctricos (ANPAG) presentó su nueva Junta Directiva 2023-2024, que será presidida a partir de ahora por Javier Gutiérrez, líder de Celsia Centroamérica. Al encuentro asistió la presidenta saliente Mónica Lupiañez, CEO de InterEnergy Panamá y Directora de Renovables de InterEnergy Group, para reiterar su compromiso de dialogo abierto y trabajo articulado con las autoridades y regulador del sector.

“En los últimos dos años hemos logrado articular trabajo con las autoridades y el regulador para fortalecer el sector, impulsando el dialogo constructivo y poniendo a disposición diferentes actores información técnica y especializada sobre tendencias y mejores prácticas” mencionó Lupiañez, presidenta saliente de la Junta Directiva de ANPAG.

Mientras que Gutiérrez, nuevo presidente de la Junta Directiva de este gremio indicó que su compromiso es “continuar trabajando en la hoja de ruta que ha trazado el gremio, implementando medidas que promuevan un suministro confiable, accesible y sostenible, en beneficio de todos los panameños”.

De acuerdo con lo abordado por ANPAG durante esta reunión, el marco jurídico del sector eléctrico en Panamá requiere de adecuaciones que permitan la dinamización del sector con mayor participación de tecnologías renovables, y que además contemple el ingreso de nuevas plantas de generación.

Por otro lado, también hicieron referencia a la necesidad de que el sector defina un cronograma de corto, mediano y largo plazo que tenga los requerimientos tanto en potencia como en energía, además de los actos de licitación que se organizarán para cubrir dichos requerimientos.

Otro punto importante mencionado fue la tarifa eléctrica, que cada día más se hace necesario la implementación de planes de docencia a la población en general sobre la formación de las tarifas eléctricas y brindar la mayor información acerca de los tipos de subsidios disponibles y su aplicación.

En adición, la reducción gradual de los subsidios y su focalización al sector de la población que está más necesitada debería formar parte de los planes en el sector eléctrico por parte del gobierno.

Los Sistemas de Almacenamiento de Energía en Baterías (SAEB), fue otro de los temas abordados, en dicho encuentro, y es que de acuerdo con ANPAG, estos sistemas cobran relevancia y clave en la transición energética, ya que permiten la integración y gestión de mayor cantidad de energía renovable en el sistema.

Con estas acciones, ANPAG reafirma su compromiso de trabajar en colaboración con las autoridades, el sector privado y la sociedad en general para impulsar un desarrollo sostenible del sector energético en el país.

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TotalEnergies persigue su crecimiento rentable en el sector de las energías renovables con el anuncio de hoy de que comprará a los demás accionistas de Total Eren, aumentando su participación de cerca del 30 % al 100 %. Los equipos de Total Eren estarán completamente integrados en la unidad de negocio de energías renovables de TotalEnergies. El acuerdo sigue al acuerdo estratégico firmado entre TotalEnergies y Total Eren en 2017, que otorgó a TotalEnergies el derecho a adquirir la totalidad de Total Eren (anteriormente EREN RE) después de un período de cinco años.

Como parte de esta transacción, Total Eren está valorada en un Enterprise Value de 3800 millones de euros basado en un atractivo múltiplo de EBITDA negociado en el acuerdo estratégico inicial firmado en 2017. La adquisición del 70,8 %1 representa una inversión neta de alrededor de 1500 millones de euros para TotalEnergies.

La integración de Total Eren debería resultar en un aumento en los ingresos operativos netos de energía integrada de TotalEnergies de alrededor de 160 millones de euros y CFFO de alrededor de 400 millones de euros en 2024.

Un jugador global con una producción de energías renovables de 3,5 GW y una cartera de proyectos de 10 GW

Total Eren tiene 3,5 GW de capacidad renovable en operación en todo el mundo y una cartera de proyectos solares, eólicos, hidroeléctricos y de almacenamiento de más de 10 GW en 30 países, de los cuales 1,2 GW están en construcción o en etapa avanzada de desarrollo. TotalEnergies aprovechará los activos de 2 GW de Total Eren en operación en países comerciales (en particular, Portugal, Grecia, Australia y Brasil) para desarrollar su estrategia de energía integrada. TotalEnergies también se beneficiará de la presencia y la capacidad de Total Eren para desarrollar proyectos en otros países como India, Argentina, Kazajstán o Uzbekistán.

Un ajuste complementario con la huella y la fuerza laboral de TotalEnergies

Total Eren no solo contribuirá con activos operados de alta calidad, sino también con la experiencia y las habilidades de casi 500 personas en más de 20 países. El exitoso crecimiento orgánico de Total Eren atestigua la experiencia que sus equipos han acumulado internamente y en conexión con socios y proveedores desde su creación en 2012. Los equipos y la calidad de la cartera de Total Eren fortalecerán la capacidad de TotalEnergies para lograr un crecimiento de la producción mientras optimizan sus costos operativos y capex aprovechando su tamaño y poder de negociación de compras.

“Nuestra asociación con Total Eren ha sido muy exitosa, como lo demuestra el tamaño y la calidad de la cartera de energías renovables. Con la adquisición e integración de Total Eren. ahora estamos abriendo un nuevo capítulo de nuestro desarrollo, ya que la experiencia de su equipo y su presencia geográfica complementaria fortalecerán nuestras actividades renovables y nuestra capacidad para construir un actor de energía integrado rentable”, dijo Patrick Pouyanné, presidente y director ejecutivo de TotalEnergies.

“Quiero agradecer a los fundadores de Total Eren, Pâris Mouratoglou y David Corchia, así como a sus equipos, por su increíble trabajo de desarrollo, que condujo a este exitoso logro. Hoy, damos la bienvenida a los equipos experimentados de Total Eren, quienes continuarán su notable trabajo con los recursos adicionales de una empresa más grande”, agregó.

Pâris Mouratoglou, presidente de Total Eren, declaró: “Con Total Eren, hemos creado con éxito el mejor jugador de energía renovable de su clase. Quiero agradecer a BPI France, Tikehau Capital, NextWorld y Peugeot Invest por su constante apoyo desde 2015. También quiero agradecer a Patrick Pouyanné por su confianza y por el espíritu de asociación que ha llevado a tales logros con TotalEnergies en los últimos cinco años”.

David Corchia, CEO de Total Eren, agregó: “Este éxito pertenece primero a los equipos de Total Eren en todo el mundo. Sin duda, harán una gran contribución al ambicioso plan de TotalEnergies en el sector renovable. Junto con Pâris Mouratoglou, continuaremos creando y desarrollando nuevas empresas para la transición energética y la descarbonización del planeta, así como, dentro de nuestra nueva y prometedora asociación con TotalEnergies, el desarrollo de proyectos gigantes de producción de hidrógeno verde en todo el mundo”.

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El Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE) y el Ministerio de Minas y Energía informaron que, desde el mes de abril pasado, Empresas Públicas de Medellín (EPM) manifestó el interés y la posibilidad que el parque eólico Jepirachi continuará su operación bajo un esquema de participación comunitaria.

En relación a esta posibilidad, el Comité Directivo del FENOGE, según consta en el acta de sesión No. 48 del 29 de mayo del 2023, decidió evaluar la conveniencia y pertinencia de la propuesta presentada.

Por ello, envió una comunicación a EPM con el fin de obtener una comprensión más detallada de los aspectos técnicos, financieros, regulatorios, ambientales y sociales del estado actual del parque, así como de un posible escenario con la repotenciación del mismo. Esta comunicación fue enviada en el mes junio pasado.

Esta decisión se basa en el interés del Gobierno nacional, en cabeza del Ministerio de Minas y Energía, en promover el desarrollo socioeconómico de las comunidades Wayuu en el marco de la Transición Energética Justa, involucrando a las comunidades en esquemas asociativos que permitan generar ingresos y desarrollo, garantizando siempre la vialidad técnica y financiera de cualquier iniciativa.

Actualmente, el FENOGE en conjunto con el Ministerio de Minas y Energía, se encuentran revisando y evaluando en detalle la respuesta emitida por EPM en julio.

Para ello, se han iniciado mesas técnicas en las cuales se ha identificado que la capacidad de generación del parque no está operativa al 100% debido a la salida de operación de 2 aerogeneradores, lo que implica que actualmente la potencia instalada en funcionamiento son 16,9 MW de 19,5.

En caso de decidir la ampliación de la vida útil del parque, EPM deberá subsanar esta situación, para lo cual se solicitó el Plan de Inversiones.

Asimismo, el FENOGE se encuentra en revisión del flujo de caja del proyecto, verificando las inversiones en repotenciación, operación, administración y mantenimiento, así como aquellas que se derivan del cumplimiento del Plan de Manejo Ambiental; de esta forma, se garantiza que la operación de dicho parque sea rentable.

Una vez finalice la fase de evaluación de la información suministrada por EPM, se continuará con la verificación en campo que permitirá tomar decisiones con la certeza técnica y financiera sobre la continuación de operación del parque.

Es importante destacar que, hasta la fecha no se ha definido la viabilidad técnica, financiera, social y ambiental de continuar operando el parque eólico.

Por lo tanto, una vez se finalice la evaluación mencionada, y se tenga claridad sobre las potenciales utilidades que generaría el parque en caso de continuar con su operación, se iniciará una fase de concertación liderada por el Ministerio de Minas y Energía o la entidad que el Ministerio designe con las comunidades potencialmente beneficiarias del proyecto, con el fin de conocer su interés en participar en la operación del parque.

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La transición energética, con la apuesta por las energías limpias y la electrificación de la economía, fue la prioridad de Enel Colombia y sus filiales en Centroamérica durante el primer semestre de 2023.

La materialización de las inversiones y de los proyectos de desarrollo de la infraestructura entre enero y junio, se apalancaron con un EBITDA de $3.48 billones y una inversión de $1,42 billones.

La Compañía dio continuidad a la construcción de 870 megavatios (MW) de energía renovable no convencional. En Colombia, avanzó en el desarrollo de los parques solares Guayepo I y II en Atlántico, Fundación en Magdalena, La Loma y la ampliación de El Paso en el Cesar.

Respecto a Centroamérica, a través de su línea de negocio Enel Green Power, en Panamá finalizó el montaje de los paneles solares del proyecto Baco, el cual tendrá una capacidad instalada de 29.87 MWp, y en Costa Rica se reactivaron las plantas hidroeléctricas Don Pedro y Río Volcán, que aportarán cerca de 31 megavatios (MW) al sistema eléctrico nacional y fortalecerán la confiabilidad de la matriz energética del país, luego de suscribir un contrato de venta de energía con el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE).

Respecto a la red de distribución de energía para Bogotá y Cundinamarca, se dio continuidad a la iniciativa de electrificación que contempla la expansión de la red de distribución bajo el proyecto Bogotá-Región 2030, donde en el primer semestre del año se radicaron los estudios de impacto ambiental para obtener la licencia de tres proyectos, la línea de transmisión La Guaca – Colegio, la línea de transmisión Techo-Veraguas y la Subestación Montevideo.

Adicionalmente, se dio continuidad al desarrollo de iniciativas que aportan a grandes apuestas de la ciudad de Bogotá, como el Metro y el Regiotram. Por otro lado, se fortaleció la modernización y digitalización de la red, con el fin de hacerlas más resilientes y flexibles para enfrentar los desafíos del cambio climático.

Bajo el objetivo de expansión de la red y electrificación de la economía, en el marco del programa Cundinamarca al 100%, Enel Colombia ha beneficiado a 579 familias a lo largo del año, garantizando el acceso a la energía eléctrica de forma asequible y confiable, lo que les ha permitido mejorar su calidad de vida. Todo lo anterior, se logró con la expansión de redes de media y baja tensión desarrolladas con recursos propios y aportes de fondos estatales.

Si bien, en el mes de mayo, la Compañía anunció la suspensión indefinida de la construcción del parque eólico Windpeshi (205 MW) en La Guajira, ante la imposibilidad de garantizar los ritmos constructivos del proyecto, debido a las constantes vías de hecho y altas expectativas que superaron el marco de actuación de la Organización, la Compañía ha dado continuidad a otros proyectos de energía solar que materializan el compromiso con la transición energética de Colombia.

Para el segundo semestre del año, Enel Colombia y Centroamérica continuará centrando sus esfuerzos en garantizar la generación y distribución de energía, haciendo frente a los posibles riesgos del Fenómeno del Niño, y avanzará en el desarrollo y estructuración de proyectos que impulsen la transición energética, la electrificación y la creación de valor compartido.

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La Comisión Nacional de Energía (CNE), en representación del Estado Dominicano, alcanzó un nuevo hito en su búsqueda del desarrollo sostenible al otorgar la concesión definitiva para la construcción del proyecto «Complejo Agroenergético e Innovador Para la Generación de Energía Fotovoltaica y Producción Agrícola Sunfarming Food & Energy 50 MW».

El contrato fue firmado durante una ceremonia en la sede de la institución por el Director Ejecutivo de la CNE, Edward Veras, y Andreas Lorenz, representante de Sunfarming Dom. Rep. Invest, S.R.L., la compañía concesionaria encargada del desarrollo del Complejo Agroenergético.

El Complejo Agroenergético, que se ubicará en el Paraje Cerro Gordo, sección Monte Andrés, municipio Baní, provincia Peravia, será una central solar fotovoltaica de 50 megavatios interconectada al sistema eléctrico nacional. Esto representa un paso crucial para reducir la dependencia de fuentes no renovables y disminuir el impacto ambiental asociado con la producción de energía.

Durante el acto, Veras resaltó el compromiso del Gobierno del Presidente Luis Abinader con la promoción de soluciones energéticas limpias para el bienestar de la gente, la estabilidad energética del país y la conservación del medio ambiente.

Por su parte, Andreas Lorenz, en representación de Sunfarming Dom. Rep. Invest, S.R.L., agradeció a las autoridades por las facilidades otorgadas, puesto que son una base para que el Complejo Agroenergético se lleve a cabo con éxito.

Con esta concesión, la República Dominicana da un paso significativo hacia un futuro más sostenible y respetuoso con el medio ambiente. La adopción de energías renovables es un claro ejemplo del liderazgo del país en la promoción de tecnologías limpias y su compromiso con el bienestar de las generaciones presentes y futuras. La iniciativa contribuirá a fortalecer la seguridad energética del país y abrirá nuevas oportunidades para el crecimiento y desarrollo económico mediante el uso responsable de recursos naturales.

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El pasado miércoles se realizó la presentación de los resultados de un estudio que analizó el uso de hidrógeno verde como energético en la base antártica “Profesor Julio Escudero” y el potencial que tiene para proveer de energía limpia a zonas aisladas de la región y el país.

Este trabajo fue impulsado por la Fundación Antártica 21 y el Instituto Antártico Chileno (INACH), junto al Programa de Energías Renovables de GIZ Chile. En la presentación estuvo presente Jorge Flies, gobernador de Magallanes, Marcelo Leppe, director nacional del INACH, Jaime Vásquez, presidente de la Fundación Antártica21, y Rodrigo Vásquez, coordinador nacional del Proyecto RH2 de GIZ.

“A partir de un convenio que suscribimos con el INACH y la Fundación Antártica21 comenzamos a explorar soluciones técnicas que permitan a esta base antártica transitar hacia la descarbonización de sus consumos energéticos. El uso del hidrógeno renovable aparece como una alternativa limpia por su producción, almacenamiento y uso sin contaminantes asociados”, expresó Rodrigo Vásquez, de GIZ.

Mientras que Marcelo Leppe, director de INACH, menciona que “nuestro Instituto ha incorporado dentro de todos los proyectos de infraestructura que está desarrollando propender a tecnologías y fuentes de energía amigables con el medioambiente y que nos lleven a transitar hacia la carbono neutralidad; en ese sentido, este estudio de prefactibilidad tiene como intención inicial generar un pilotaje de producción de hidrógeno verde en la Antártica  que permita ir aprendiendo del proceso en el Continente Blanco para ir escalando en el tiempo esta solución y aumentar el porcentaje de uso de ERNC en todas las bases antárticas, reduciendo el impacto de la huella de carbono asociada a la logística y potenciando a mediano plazo la carbono neutralidad”.

Análisis

El estudio da cuenta de la situación energética de la base, la que tiene un consumo promedio de más de 150 kW, utilizando un generador diésel para sus sistemas eléctricos y de calefacción, lo cual genera emisiones de material particulado y debe ser transportado vía marítima desde el continente.

Se realizó un análisis de prefactibilidad técnica y económica para utilizar hidrógeno verde como energético para lo cual se revisaron las condiciones climáticas y geográficas y los aspectos logísticos de transportar el hidrógeno desde Punta Arenas, versus su producción in situ, así como la experiencia en otras bases de la zona y la disponibilidad comercial de la tecnología y equipamientos, entre otros aspectos.

El análisis muestra que en el corto plazo se podría tener un sistema de generación local para el respaldo energético del laboratorio de la base, cuya actividad es clave para la investigación científica. El trabajo demuestra que es técnicamente factible su ejecución, permitiendo comenzar con la transición energética de base Escudero a energías renovables utilizando celdas de combustible a hidrógeno.

Este proyecto permitiría abordar la cadena de valor completa del hidrógeno verde, logrando adquirir un conocimiento valioso y experiencia en el manejo y uso de la tecnología, formar capital humano e identificar brechas y oportunidades para fortalecer los mecanismos regulatorios y de evaluación ambiental en nuestro país. Además, la solución pueda ser replicada en otras bases antárticas y en otras zonas aisladas.

Los siguientes pasos consideran un trabajo conjunto con autoridades y actores locales, de manera de impulsar la iniciativa y materializar la solución, así como en las demás bases antárticas y otras zonas aisladas. El estudio se encuentra disponible en 4echile.cl.

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De acuerdo a su Curriculum Vitae, Omar Andrés Camacho es un ingeniero eléctrico con maestría en Energías Renovables de la Universidad de Monterrey. Se venía desempeñando como asesor del Ministerio de Minas y Energía y estaba preparando su entrada para ocupar la presidencia de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

Ahora será el reemplazante de Irene Vélez, quien dejó su cargo de ministra la semana pasada. Sólo resta su nombramiento oficial. Una vez dado ese paso, ¿qué desafíos se le abren a Camacho?

En diálogo con Energía Estratégica, Germán Corredor, ex Director Ejecutivo de SER Colombia y actual consultor, en principio valora que el nuevo funcionario tiene experiencia y conocimientos en el sector, con estudios en energía renovable. Pero indica que “lo interesante es que pueda asumir los grandes retos que tiene el Ministerio en este momento”.

Corredor advierte que “el primer desafío que se enfrentará (“y ojalá con éxito”, remarca) es un fenómeno de El Niño”. “Es un tema complejo porque se reduce la oferta de energía y hay que hacer un seguimiento muy estrecho para evitar cualquier desabastecimiento. Esto será fundamental”, considera.

Pero, en lo respectivo a las renovables, el ex referente de SER Colombia observa que el nuevo ministro tiene “unos retos enormes en sacar adelante los proyectos de energía renovables”.

“El presidente habló de una meta de 6 GW para su periodo y pues hasta ahora no hay nada. Entonces eso es una tarea gigante. Se necesitará acelerar los proyectos, acelerar el tema de licencias ambientales. Ojalá reformar el esquema de licencias para proyectos renovables”, asevera el consultor.

“Hoy en día estos estudios son tan complicados como la explotación petrolera, no tiene sentido”, opina.

Cabe recordar que existen más de 1 GW eólico en La Guajira a la espera de prósperos avances en procesos de consultas previas. Y que hace algunos meses Enel tomó la decisión de no continuar la construcción de su parque eólico Windpeshi por no encontrar viabilidad en los entendimientos con las comunidades luego de extensos años de diálogo.

“No se trata de hacer una cosa sin fundamento, sino dedicarse a mirar los impactos reales de estos proyectos que son mucho menores que los de otras actividades. Eso podría facilitar y hacer más rápido el proceso de licencia ambiental, que es uno de los temas complejos”, considera Corredor.

Mercado eléctrico y precios

Otro de los desafíos que tendrá el reemplazante de Irene Vélez, a ojos de Corredor, tiene que ver con examinar y aplicar propuestas de ajustes del mercado eléctrico, costos de la energía en cuanto a una revisión de la eficiencia de los precios del mercado mayorista y hacer ajustes.

“Eso es una tarea muy importante porque se están viendo precios que están por fuera”, confía el ex SER Colombia.

Explotación petrolera

Por otro lado, otra de las grandes preguntas del sector energético con la llegada de Camacho es qué va a pasar con la exploración petrolera. “¿Se va a seguir? ¿Se va a frenar? ¿Cómo se va a manejar? ¿Cuál es la ruta en esa en esa materia? Son todos temas muy importantes”, cierra Corredor de cara a los desafíos que deberá asumir el nuevo jefe de la cartera energética.

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La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) publicó la Consulta Pública CREE-CP-04-2023 denominada “Norma Técnica Transitoria de los Servicios Complementarios de Control de Voltaje y Potencia Reactiva, y Desconexión de Carga”.

El documento que ya se encuentra publicado en la web de la CREE incluye disposiciones técnicas generales, así como detalles de habilitación, supervisión, obligaciones y requerimientos para generadoras y el operador del sistema.

De esta Norma no están exentas las centrales de energías renovables. En concreto, el Artículo 13 propone nuevos “Requerimientos para Centrales Eólicas y Solares” que deberán adicionarse a los ya dispuestos en la regulación nacional y la regulación regional; este última, en el caso de que la generadora esté conectada a la red de transmisión regional (RTR).

Mediante ocho incisos se indica que “Las centrales generadoras eólicas y solares deben contribuir al control de voltaje, y cumplir con los requisitos siguientes:

a) Contar con la capacidad de operar en forma permanente absorbiendo o entregando potencia reactiva en el punto de conexión a la red.

b) Poder operar en el modo de control de voltaje que establezca el operador del sistema de acuerdo con las pruebas y parámetros verificados y acordado en la habilitación.

c) Permanecer conectados a la red ante fallas que causen subvoltaje (huecos de voltaje) o sobre voltaje por fuera de los límites establecidos.

d) Contar con la capacidad de disminuir su inyección de potencia activa y contribuir con inyección de potencia reactiva mientras dure el evento de hueco de voltaje sin salir de operación. Una vez superado el hueco de voltaje deberán de recuperar la potencia activa suministrada previo al evento, en un tiempo no mayor a 1 segundo, siempre que haya disponibilidad de recurso primario.

e) Permanecer en servicio al menos 20 minutos en condiciones de emergencia con voltaje nominal entre +108 % a 110 % y entre 85 % a 90 %.

f) Poder regular automáticamente el factor de potencia de la central generadora en condiciones normales de operación en el rango entre +0.95 y -0.95, con el propósito de mantener el voltaje del punto de entrega en la consigna requerida por el operador del sistema dentro del rango ±5 % de el voltaje nominal. El operador del sistema podrá requerir un menor rango de absorción/suministro de potencia reactiva de la central para valores de potencia activa entre el 5 % y 50 % de la potencia nominal. Para el caso que la potencia activa de la central esté debajo del 5 % respecto a la potencia nominal, la potencia reactiva de la central deberá estar dentro del rango de +/- 5 %.

g) En condiciones de contingencias o de emergencia, operar con factor de potencia en el rango entre +0.90 y -0.90 de factor de potencia, conforme a los límites técnicos de los equipos según las curvas de capacidad.

h) Suministrar al menos el 50% del rango de la respuesta de potencia reactiva a partir de recursos dinámicos

También se contempla que el operador del sistema defina el modo de control en el cual operará cada central de generación eólica y fotovoltaica de acuerdo con los requerimientos de potencia reactiva y voltaje en la zona de conexión de la central de generación. Y se propone que las centrales generadoras deban poder operar en los siguientes tres modos de control de voltaje:

a) Modo de control de factor de potencia fijo: Mediante una consigna de factor de potencia se establece el reactivo de salida de todo la central con el objeto de mantener el factor de potencia requerido por el operador del sistema en el punto de entrega.

b) Modo de control de potencia reactiva constante: la central fija el valor de reactivo de acuerdo con una consigna local o remota según las instrucciones del operador del sistema.

c) Modo de control de voltaje por caída de voltaje (voltage droop) cuya respuesta de potencia reactiva ayuda a estabilizar el voltaje y permite operar por consigna de voltaje local o remoto.

Se convoca a todos los interesados en esta Consulta Pública CREE-CP-04-2023 a participar hasta las 12:00 horas del martes 1 de agosto de 2023 (hora oficial de la República de Honduras).

Los comentarios y observaciones deberán ser ingresados a través de la plataforma de consulta pública establecida por la CREE en su página web: https://bit.ly/CONSULTA-CREECP-04-2023

Más actualizaciones normativas 

La “Norma Técnica Transitoria de los Servicios Complementarios de Control de Voltaje y Potencia Reactiva, y Desconexión de Carga” no es la única iniciativa que ha impulsado el órgano regulador.

Durante el primer semestre del año, la CREE trabajó modificaciones para la Norma Técnica de Potencia Firme aplicando cambios al cálculo para las centrales hidroeléctricas y determinando nuevos conceptos de potencia firme para centrales renovables variables.

Y se empezó a preparar nueva normativa para proyectos de energía renovable variable con baterías, que se deberían alinear a las normas antes mencionadas y prever la probable incorporación de nuevos proyectos de eólica y solar en el sistema.

En el Informe de Planificación Operativa de Largo Plazo 2023 – 2025 se contemplan 86 proyectos que superan los 2000 MW de capacidad instalada; de los cuales, las eólicas y solares totalizan 741.55 MW de capacidad renovable instalada sin contemplar nuevas adiciones.
Ahora bien, una eventual convocatoria a la licitación pendiente de 450 MW podría cambiar este panorama; visto que la eólica y solar -que están entre las tecnologías con montaje más ágil- podrían responder rápidamente a suplir el déficit de generación.

La entrada Proponen nuevos requerimientos para eólica y solar en Honduras se publicó primero en Energía Estratégica.

La Secretaría de Asuntos Estratégicos de la Nación realizó una reunión de trabajo junto a diferentes partes del sector público y privado con motivo de dialogar sobre el proyecto de ley en el que establece el Régimen de Promoción por 30 años para el Hidrógeno “de bajas emisiones de carbono y otros gases de efecto invernadero”. 

La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) fue una de las entidades invitadas y, al término del encuentro, Marcelo Álvarez, miembro Comisión Directiva y coordinador del Comité de Energía Solar FV de CADER, conversó con Energía Estratégica sobre las primeras impresiones de la reunión y qué esperar a futuro. 

“Celebramos la iniciativa y que eso forzara la necesidad de activar el mercado. Pero nos parece que, principalmente, debe ser promocionado el hidrógeno verde con una hoja de ruta para alcanzar competitividad con los países que tienen condiciones parecidas a nosotros”, aseguró. 

“La ley debe ser lo suficientemente fuerte y precisa para impulsar el sector, pero también amplia para no incluir requerimientos ni de flujos de fondo ni de componente nacional sin tener una hoja de ruta tecnológica o estrategia nacional, para saber cómo se financiará el proceso”, agregó. 

Lo cierto es que el Poder Ejecutivo planteó un proyecto de ley en donde incluye al hidrógeno verde pero también al H2 azul (gas natural) y H2 rosa (nuclear), ya que les brinda similares réditos, a diferencia de otros países de la región que hicieron marcos específicos para el vector energético producido con renovables.

Puntualmente los beneficios impositivos y de acceso a dólares alcanzarán a las nuevas inversiones en bienes de capital e infraestructura que conforman una planta de generación de H2, desde parques de generación renovables, las plantas de reformado de gas natural y las centrales nucleares; en tanto éstas tengan tengan por objetivo destinar la energía a producción de hidrógeno o de subproductos. 

Y de igual manera, los electrolizadores (alimentadas con energía renovable o nuclear), la infraestructura de captura y almacenamiento de gases de efecto invernadero, las desalinizadoras de agua, licuefacción, gasificación y terminales portuarias, y las obras de almacenamiento de energía y transmisión eléctrica correspondientes al abastecimiento de plantas de electrólisis y/o a la interconexión entre las plantas de generación renovable, destinadas a la producción de hidrógeno, también podrán optar por tales beneficios. 

“El fomento al H2 azul y rosa es el equivalente a energías limpias versus renovables. Es decir, el Poder Ejecutivo piensa que la cadena de valor del H2 está abierta porque todavía ningún país está muy avanzado; sumado a que quieren que Argentina participe del proceso y parte de la tecnología de los proyectos sea producida a nivel nacional”. 

Tal como adelantó este portal de noticias en anteriores oportunidades, el régimen de promoción previsto a 30 años tiene foco en la producción local y el desarrollo de fabricantes y proveedores de componentes para dicho sector, ya que se requerirá una integración mínima de contenido nacional que aumentará de forma paulatina entre el 35% (a partir de la entrada en vigor de la ley), 45% (a partir del sexto año) y 50% (desde el undécimo año). 

Hecho que ya fue criticado por parte del sector energético al manifestar que la cantidad porcentual de contenido nacional no debe ser una exigencia en el inicio de los proyectos, sino que el mismo crezca de forma paulatina a medida que avance la industria.

Marcelo Álvarez también se refirió a ello y advirtió que algunos puntos deberían dejarse para el entramado del decreto reglamentario “por si cambia el panorama dentro de algunos años”, tal como se dejaron las puertas abiertas para diversas cuestiones regulatorias en la ley 27424 (régimen de fomento a la generación distribuida. 

Además, el miembro CD y coordinador del Comité de Energía Solar FV de CADER sugirió que, dentro de la mesa de reunión que tendrá continuidad, “también debería estar la PlataformaH2 Argentina como actor del mercado (no sólo sus miembros) porque agrega valor a la mesa”. 

Y cabe recordar que la PlataformaH2 Argentina (dentro de la cual también está CADER) ya presentó su propio proyecto de ley de hidrógeno verde y paulatinamente realiza una serie de observaciones acerca de la iniciativa del Poder Ejecutivo de la Nación, a fin de construir un marco regulatorio “apropiado” para la industria del H2 en el país y una hoja de ruta para su desarrollo. 

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La transición hacia las energías renovables en Ecuador no solo es una necesidad para abordar los desafíos ambientales y climáticos, sino que también puede proporcionar oportunidades económicas y sociales significativas. Al aprovechar su rica oferta de recursos naturales, puede avanzar hacia un futuro más sostenible y resiliente en términos energéticos. 

No obstante, teniendo en cuenta que el pasado 17 de mayo, el presidente de Ecuador, Guillermo Lasso, disolvió la Asamblea Nacional y convocó a elecciones para los comicios del 20 de agosto, el país atraviesa una fuerte convulsión política que preocupa al sector empresario y frena, en muchos casos, las inversiones extranjeras por la alta incertidumbre.

Bajo esta premisa, el ingeniero electrónico Javier González Redrován, coordinador del Laboratorio de Energías Renovables y de la Maestría en Energías Renovables en la Universidad Católica de Cuenca analiza el panorama de energías limpias en el país y anticipa los principales desafíos que enfrenta la industria, en conversaciones con Energía Estratégica.

¿Cómo se encuentra el mercado de renovables en Ecuador?¿Ha crecido con respecto a años anteriores?

Los proyectos renovables en Ecuador han crecido en el último tiempo. Este año se inauguró una planta de generación eólica que es la más grande del país, llegando a casi 60 MW de generación. 

También se han lanzado proyectos para la generación de casi 500 MW por un poco más de 600 millones de dólares en todo el país. Estos incluyen generación de energía solar, eólica y pequeñas centrales hidroeléctricas.

Sin embargo, para los próximos años se prevé que va a haber una escasez de energía si no implementamos nuevos proyectos. Para el 2024 ya vamos a tener algunos inconvenientes en cuanto a la cobertura de generación por la falta de nuevos desarrollos. En ese sentido, ya hace más de un año que se promueven las licitaciones para nuevos proyectos de inversión. Uno que se destaca es el proyecto fotovoltaico El Aromo que es de 200 MW. 

En este contexto, como especialista del sector, ¿cuáles son los principales desafíos regulatorios que enfrenta Ecuador para promover las renovables de cara a las elecciones de agosto?

Hay que tener en cuenta que las administraciones que vienen ahora van a durar 16 meses únicamente porque deben concluir el periodo de gobierno actual. Entonces va a ser bastante complejo que puedan proponer un proyecto tan rápido. 

De esta forma, la cuestión política genera incertidumbre en el sector porque no tenemos claro los criterios en los que se apoyarán las renovables. Necesitamos claridad para tomar decisiones a largo plazo.

A nivel utility, se necesita estabilidad política para poder desarrollar proyectos y tener los lineamientos que permitan que toda la generación tenga una más rápida recuperación de la inversión. Una recuperación de 12 a 15 años no es tan rentable para un inversionista, el plazo debería ser menor.

En tanto a la generación distribuida, apenas este año se está dando el brinco de este segmento.  El Gobierno está tratando de implementar un ambiente bastante comprometido para el país. 

Uno como persona puede hacer todos los trámites de manera rápida para generar energía y venderla al estado. Mi crítica es la falta de conocimiento que tiene la gente, inclusive en el sector técnico. 

No todos conocen que esta regulación esté en pie y por tanto no conocen las reglas del juego que permiten aprovechar estos reglamentos. Si bien hay pequeñas inversiones en el país yo creo que podríamos avanzar mucho más si la gente conociera las regulaciones porque podrían invertir mucho más rápido.

 Actualmente la fotovoltaica está bajando un poco de precio, tiene más accesibilidad para la gente en el país y hay mucho interés del sector privado en el país.

No obstante, hace falta una normativa donde las industrias y el sector privado tengan aún mejores condiciones a nivel económico para poder implementar estos sistemas. El costo de estas nuevas tecnologías es bastante caro en comparación a lo barato que es el precio de la tarifa de la energía porque está subsidiada. 

La energía solar está empezando a dar brincos en el país. Sería interesante darle más incentivos para que más usuarios se interesen por volcarse hacia las renovables. 

También la profesionalización del sector en la instalación de paneles presenta un gran desafío porque a nivel técnico se necesita mayor formación.Sería promover más carreras de dos o 3 años para que puedan obtener un título y capacitarse.

¿Qué opinión le merece el plan maestro de energía eléctrica?

Tiene bastante lógica. El plan sugiere que hay que implementar los proyectos fotovoltaicos a gran escala como El Aromo. Todas las políticas que se plantearon son interesantes y se pueden llevar adelante a mediano plazo. Lo que no teníamos planificado era esta convulsión política. Actualmente, tenemos mucha incertidumbre porque no sabemos hacia dónde vamos a ir.

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Los módulos fotovoltaicos integrados en edificios, conocidos como BIPV (Building Integradted Photovoltaic), han ganado terreno en cubiertas, fachadas, marquesinas, entre otras aplicaciones.

El fabricante de módulos fotovoltaicos Risen Energy presentó al mercado su línea de módulos BIPV durante la SNEC, la mayor feria de fotovoltaico de China, llevada a cabo en mayo pasado.

Estos módulos fueron diseñados para soportar los esfuerzos y condiciones habituales que sufren los techos, pues que pueden ser aplicados como cubierta o fachada, por ejemplo. Esto significa que el módulo en sí mismo con su estructura desempeñará el papel de cubrir los edificios. Por lo tanto, los módulos Risen BIPV soportan los esfuerzos esperados para un techo, como el peso de un ser humano, la presión puntual causada por los pasos de las personas que pueden moverse en el techo asÍ como otros esfuerzos estructurales comunes a los techos.

Pero cuando hablamos de soportar esfuerzos, nos referimos a la capacidad que tienen las células de estos módulos de no sufrir daños, como por ejemplo microfisuras, al ser sometidas a presiones locales y flexiones que serían capaces de dañar las células de un módulo común, aunque los módulos sean de silicio monocristalino y del mismo tipo de célula, ambas PERC por ejemplo. Y para eso, en el diseño de BIPV se deben tener en cuenta factores como la integración obtenida de la combinación de la estructura del módulo, las cantidad de capas de vidrio y su espesor, el encapsulado y las celdas, con el fin de garantizar la fiabilidad y seguridad de estos módulos.

Los módulos de Risen llevan una doble capa de vidrio de 2 mm y son integrados en la estructura metálica de la cubierta, por lo que la fiabilidad de los módulos está garantizada. En las pruebas, incluso después de haber sido sometidos a los esfuerzos de una persona saltando sobre ellos, las fotos EL (eletrectoluminexcencia) mostraron que no había microfisuras en las celdas.

Al citar la fiabilidad de los módulos, es imposible no referirse a las pruebas y certificaciones a las que se someten. Específicamente para el mercado brasileño, por ejemplo, los módulos BIPV de celdas de silicio cristalino están regulados por las normas INMETRO, como la Ordenanza Inmetro 140/2022, junto con los módulos de silicio cristalino convencionales. Esto significa que deben cumplir los mismos criterios de calidad, rendimiento y seguridad.

En general, tanto para obtener la autorización de comercialización por parte de Inmetro como para la comercialización en otros países, los módulos deben cumplir con las normas IEC 61215 e IEC 61730, las cuales establecen pruebas y criterios que atestan la calidad, seguridad y desempeño en diferentes condiciones climáticas que simulan la exposición a intemperies y también al operación en largo plazo, evaluando así el envejecimiento y la degradación del módulo.

Las pruebas previstas en la norma IEC 61215 realizan un diagnóstico inicial mediante inspección visual y análisis de puntos calientes. En cuanto a la evaluación eléctrica del módulo, se prueban la resistencia de aislamiento y la corriente de fuga del módulo. La norma también prevé la evaluación del desempeño bajo las condiciones STC y la determinación de los coeficientes de temperatura máxima. También se realizan ensayos de diodos bypass, así como ensayos de exposición a la intemperie, radiación UV, ciclos térmicos de humedad y calor, ciclos de congelado húmedo y resistencia a hot spot. Además, también se contemplan ensayos mecánicos como resistencia al impacto del granito, determinación de cargas máximas soportadas por el módulo y robustez de los terminales.

A su vez, los módulos BIPV que cumplen con la norma IEC 61730 son ensayados y clasificados en pruebas de inflamabilidad, resistencia al fuego y quiebre, entre otros, que resultan en la clasificación para la clase de seguridad y clase de seguridad contra incendios del módulo.

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EPM presentó este lunes 24 de julio su Hub de Hidrógeno, ubicado en Ruta N, que busca generar conocimiento alrededor del hidrógeno en Medellín y el Valle de Aburrá, en un trabajo integrado con las universidades y otros actores relevantes del sector.

Jorge Andrés Carrillo Cardoso, gerente general de EPM, indicó que “nuestro Hub quiere convertirse en un articulador de conocimiento del Hidrógeno, que permita potenciar capacidades y promover su transferencia para la producción de energías limpias, que contribuyan al cuidado ambiental y la descarbonización del planeta.

El Hub de Hidrógeno de EPM tiene cuatro objetivos:

Construir una comunidad de conocimiento para transferir y gestionar el saber en torno al hidrógeno.
Promover el desarrollo de tecnologías y cadenas de valor para generar hidrógeno con bajas emisiones de carbono.
Atraer inversión para la implementación de proyectos de transición energética, relacionados con tecnología de generación de hidrógeno.
Contribuir a la formulación del marco normativo en hidrógeno para la transición energética.

Darío Amar Flórez, vicepresidente ejecutivo de Nuevos Negocios, Innovación y Tecnología de EPM, explicó que “la Organización tiene la visión de generar conocimiento en el Hub del Hidrógeno a través de tres pilares: (1) Un ‘Tanque de Pensamiento’, donde con el apoyo de expertos se desarrollarán análisis y debates relacionados con el hidrógeno; (2) Un espacio de laboratorio y equipos para adelantar investigaciones aplicadas al hidrógeno, y (3) una plataforma virtual abierta a la comunidad para brindar acceso al conocimiento del hidrógeno”.

Innovación con sello verde

EPM tiene como meta la construcción de un plan de negocios que le permita desarrollar proyectos específicos para la producción y comercialización de hidrógeno verde, tanto para la exportación como para el mercado nacional.

En el campo internacional, Colombia cuenta con ventajas geográficas para la producción y exportación de hidrógeno verde a mercados europeos y asiáticos. Allí, EPM explora la posibilidad de convertirse en exportador de hidrógeno.

Por su parte, en el mercado local, hay oportunidades en los segmentos de transporte de carga pesada y producción de acero y cemento, donde la Empresa podría ser un actor relevante.

Para avanzar en estas metas es importante contar con aliados, tanto locales como globales, para adquirir las nuevas capacidades necesarias en la cadena de valor del hidrógeno, posicionando a EPM y a Medellín en el mapa global. El hidrógeno será un actor fundamental en la solución de la crisis climática originada por emisiones de dióxido de carbono (CO2), para lograr un planeta más sano para todos.

Proyectos demostrativos de hidrógeno

Con el propósito de desarrollar capacidades técnicas en la producción, manejo y uso del hidrógeno como vector energético, EPM y su filial Aguas Nacionales, desarrollan un proyecto a pequeña escala para producir hidrógeno verde con electrólisis y su aprovechamiento en la Planta de Tratamiento de Aguas Residuales (PTAR) Aguas Claras, ubicada en el municipio de Bello, al norte del Valle de Aburrá.

En el piloto se producirán, a partir de noviembre de 2023, cerca de 5 kg de hidrógeno al día, a través del proceso de electrólisis y utilización en mezclas con biogás o gas natural para uso interno.

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El formulario de oferta para el tramo 3 del NEPR está disponible en el sitio web del NEPR-IC. También están publicados los pliegos finales de las Bases y Condiciones así como los documentos de referencia para acuerdos PPOA, ESSA y GSA de esta edición.

“Se recomienda encarecidamente a los proponentes que revisen los documentos finales de la RFP y comiencen a completar el formulario de oferta en línea lo antes posible”, comunicó el coordinador Accion Group mediante un anuncio publicado en la plataforma oficial del proceso.

Hay tiempo hasta el 1 de septiembre para participar. Y, si bien algunos usuarios consultaron públicamente si el NEPR podría considerar extender el plazo de presentación de ofertas 30 días más, es decir hasta el 1 de octubre; Accion Group comunicó que no se ofrecerán prorrogas pero invitó a participar de la próxima convocatoria a aquellos que no lleguen debidamente a completar sus ofertas.

“Ha habido dos sesiones de partes interesadas y los documentos RFP han tenido pocas posibilidades desde que estuvieron disponibles por primera vez el 24 de marzo de 2023, informando a las partes interesadas sobre el alcance y los términos de este tramo. En consecuencia, seis semanas deberían ser tiempo suficiente para preparar una propuesta si su proyecto está diseñado. Si no, está invitado a participar en el Tramo 4”.

Lo que sigue 

Puerto Rico anunció que llevará a cabo seis procesos de Solicitudes de Propuestas (RFP) para contratar al menos 3700 de generación renovable y 1500 de almacenamiento energético equivalente.

Con el primer y segundo tramo cerrando y el tercero iniciando las expectativas se mantienen ya que restan tres tramos más, no se descarta el requerimiento de más capacidad y se evalúan nuevas convocatorias.

“La cantidad de energía que se está solicitando en cada tramo fue prescrita en la Resolución del Plan Integrado de Recursos de una manera descriptiva, no como un tope. Así que existe espacio para modificar la cantidad que se esté solicitando, dependiendo de la necesidad que se tenga y según estén fluyendo los tramos”, reveló la comisionada Mateo-Santos. 

“Hay espacio y hay flexibilidad. Podría ser que se modifiquen las cantidades que se estén solicitando”, consideró la comisionada en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica.

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México tenía un gran potencial para producir y exportar hidrógeno verde debido a sus abundantes condiciones para la generación de energía renovable, ubicación geográfica privilegiada y su demanda interna y oportunidades en el transporte.

No obstante, impulsar esta industria representa grandes desafíos. La producción a gran escala y la infraestructura requerida para su transporte y almacenamiento son costosas y requieren inversiones significativas. 

Además, la competencia en el mercado global de hidrógeno es muy intensa y México deberá estar preparado para competir con otros países productores.

Bajo esta premisa, Guillermo Gómez, CEO de Consultoría G2H, empresa mexicana dedicada en apoyar el sector energético brindando asesoramiento en el cumplimiento técnico regulatorio destaca los retos que debe afrontar el país para poder detonar la industria.

“El hidrógeno verde está en sus etapas iniciales y hay muchos desafíos. Vamos a avanzar en esta matriz, sin embargo, hay que trabajar mucho para lograrlo. De entrada el marco regulatorio en esta actividad no existe y, por ende, las empresas no saben por dónde empezar», advierte.

“Si bien se están haciendo pruebas piloto en Puebla (norte de México) y hay mucho interés por parte del Gobierno y el sector privado, estos esfuerzos están siendo un tanto aislados. Hace falta adquirir prototipos para la producción de hidrógeno y el desarrollo de tecnología a nivel nacional”, agrega.

De acuerdo a Gómez, para lograr estos objetivos es fundamental tener una hoja de ruta a nivel nacional. Las asociaciones se tienen que poner de acuerdo con el Gobierno para formalizar los lineamientos clave que permitan avanzar en la matriz.

El especialista también explica que otro reto es la divulgación de la potencialidad del hidrógeno verde porque aún existe mucho desconocimiento en torno a esta prometedora fuente de energía.

“Una buena noticia es que el próximo año se va a celebrar en México el mayor congreso de hidrógeno a nivel internacional. Las asociaciones quieren que el resto del mundo vea a México como una gran oportunidad. Ojalá lo logren y atraigan inversiones”, augura.

El core business de Consultoría G2H

En tanto a la actividad de la compañía, el ejecutivo afirma: “Tanto en proyectos renovables como en tecnologías tradicionales, nos estamos dedicando a las autorizaciones en materia de impacto ambiental y social”. 

“El marco regulatorio es muy técnico y se divide en muchas áreas. Por ello, asesoramos e identificamos lo que necesita cumplir una empresa a la hora de presentar un proyecto”, añade.

En lo que respecta desarrollos renovables, Consultoría G2H se especializa en la energía eléctrica solar y eólica, el aprovechamiento de biomasa, la producción de biogás y la generación de hidrógeno verde.

En este sector, el especialista es optimista y señala: “Por las oportunidades del nearshoring, se vislumbra una gran demanda de proyectos renovables de gran escala. Además, la demanda histórica de energía marcó un antes y un después: todo indica que de ahora en adelante hay buenas expectativas en el avance de las renovables”.

Aunque admite que la generación a gran escala se ha desacelerado en los últimos años por las cancelaciones de permisos de la CRE, asegura que han abierto otras oportunidades permitiendo a nivel nacional que otras empresas mucho más pequeñas puedan contribuir a descarbonizar a través de la generación distribuida.

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La licitación RenMDI de Argentina dejó como saldo la adjudicación de casi 100 proyectos renovables que incorporarán 633,68 MW de capacidad operativa al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). 

Hecho que es visto como positivo desde el sector energético, no sólo porque por primera vez se incluyeron sistemas de almacenamiento de energía, sino también porque fue la primera convocatoria pública tras más de cinco años desde el último llamado del Programa RenovAr (ronda N° 3). 

“La subasta fue un éxito desde la convocatoria, porque nació considerando que la única capacidad disponible en Argentina está dispersa en redes de distribución. Ir a buscar puntos estratégicos del sistema con pequeños proyectos para que pueda ingresar energía renovable que reemplaza a otras fuentes convencionales me parece genial”, señaló Gustavo Daniel Gil, presidente de Goesgreen. 

“Este debería ser el inicio para que no se detenga el proceso y se lance otra convocatoria porque, en definitiva, es un win – win para el país, ya que se generan más proyectos que desplacen tecnologías más costosas y contaminantes con inversión genuina e infraestructura de generación que quedará por muchos años”, agregó en conversación con Energía Estratégica. 

Puntualmente, el renglón N° 1, orientado a reemplazar generación forzada, tendrá 46 proyectos adjudicados por 514,08 MW a lo largo de las 6 regiones previstas, a un precio medio de USD 73,826 MWh.

Mientras que para el segundo esquema (destinado a diversificar la matriz energética), la Secretaría de Energía de la Nación confirmó 52 emprendimientos asignados por 119,6 MW, a un valor promedio de  USD 153,817 MWh. 

Una de las particularidades de los proyectos ganadores es que hay un proyecto solar con almacenamiento, tecnología que poco a poco toma mayor lugar en la escena energética global para complementar la variabilidad de las centrales renovables. 

“Por ello es una licitación pionera en el mundo y es experiencia piloto nos pone en la escena global, ya que no hay muchos países que avancen con un esquema que integre acumulación. Clientes y empresas de afuera se sorprenden que en Argentina hayamos hecho una subasta para proyectos para la venta como para la gestión de la energía con storage”, reconoció Gustavo Gil. 

Dichos parques de generación renovable se sumarán al abanico de emprendimientos activos dentro del Mercado Eléctrico Mayorista del país. En tanto que esa información se puede acceder al detalle a través de la app de Goesgreen, denominada I4 Lens, lanzada a principios de junio 2023. 

En esa herramienta de inteligencia, se integran datos de valor minuto a minuto sobre generadoras de energía solar, eólica, bioenergías y minihidroeléctricas en el SADI, lo que permite que las distintas empresas de productos y servicios conozcan quiénes son sus potenciales clientes. 

“Argentina se merece tener la última tecnología y precio para lograr una oferta competitiva a nivel global para la inversión de los proyectos; sumado a que seguimos trabajando en soluciones de digitalización, hay mucho por optimizar en términos del OPEX”, sostuvo el especialista.

“Asimismo, sería bueno que el país mantenga una agenda de licitaciones e incentivos para que haya un volumen mínimo de negocio que permita mantener el mercado en actividad. El resultado de la RenMDI dará una acelerada para que se construyan los proyectos y para eso hay que ordenar las regulaciones y la macroeconomía para que se puedan financiar”, concluyó. 

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El primero de octubre de este año entrará en vigor el Mecanismo de Ajuste Fronterizo de Carbono (CBAM, por sus siglas en inglés), iniciativa que busca establecer un precio sobre las emisiones de carbono incorporadas en los productos importados, de manera que se evite una ventaja competitiva indebida para los productos de países con regulaciones más débiles.

Este tendría implicancias para México como exportador de productos hacia otros países, especialmente en sectores intensivos en carbono, como la producción de acero, cemento y petroquímicos. Como resultado, las empresas mexicanas que exportan productos intensivos en carbono podrían enfrentar un aumento en los costos asociados con el carbono incorporado en sus productos.

En este contexto, Irene Trujano, Marketing Manager en Regulus, la comercializadora de energía en el Mercado Eléctrico Mayorista, elaboró un informe en el que describe las condiciones y requisitos principales del impuesto.

«Este arancel se conciben como una herramienta fiscal para la protección ambiental y salud pública, que desde hace años que se aplican en Europa y se han integrado correctamente en la producción de bienes disminuyendo su impacto ambiental. La falta de regulación ambiental podría ocasionar que una empresa fabrique un producto de manera contaminante sin considerar su impacto sobre la salud del planeta o del medio ambiente lo cual se conoce en economía como Externalidad», explica la especialista

«El CBAM tiene como objetivo abordar el riesgo de fuga de carbono, que se produce cuando las políticas climáticas de un país o región se ven afectadas por áreas con regulaciones climáticas menos estrictas. El objetivo de este impuesto al carbono sobre ciertos bienes importados es en función de su huella de carbono, y pretende que las condiciones sean equitativas tanto para la industria nacional, como para la extranjera», agrega el reporte.

El reporte cita a Jordi Joan Cañas, consultor internacional en bioenergía, economía circular y cambio climático, experto del programa de la UE denominado “Low Carbon Business Action in México” quien explica: «La finalidad de los impuestos verdes es obligar a pagar una tasa a los contaminadores bajo el principio de “quién contamina paga” de tal forma que el precio refleje el costo de dichas externalidades».

En conversaciones con Energía Estratégica, Trujano destaca: “La necesidad de impulsar la inversión en tecnologías limpias requiere volver más atractivo el mercado de productos con bajas emisiones de carbono. Aunque el arancel representa un estímulo para sectores clave como la industria de las energías renovables, eficiencia energética y transporte sostenible, sin dudas tomará tiempo que este instrumento sea 100% efectivo y aplicable en todos los países”.

Los factores clave de este impuesto, según la especialista:

Fijación de precios del carbono: implica establecer un impuesto al carbono sobre los bienes importados, lo que refleja la cantidad de emisiones de carbono asociadas a su producción. Esto se logra mediante la medición de la huella de carbono de los bienes y la aplicación de un precio correspondiente.
Igualdad de condiciones: al imponer un precio al carbono sobre los bienes importados, el CBAM busca nivelar el campo de juego entre las industrias nacionales y extranjeras. Esto evita que las empresas nacionales se vean en desventaja debido a las regulaciones climáticas más estrictas a las que están sujetas en comparación con las empresas extranjeras.
Incentivo para la reducción de emisiones: el CBAM brinda un incentivo para que los países y las empresas reduzcan sus emisiones de carbono, ya que aquellos que adopten medidas de mitigación verán reducidos los costos asociados con el mecanismo. Esto promueve la transición hacia una economía baja en carbono.
Cumplimiento con las normas de la OMC: el diseño del CBAM debe estar en línea con las normas de la Organización Mundial del Comercio (OMC) para evitar posibles conflictos comerciales. Es importante garantizar que el CBAM no se convierta en una barrera comercial encubierta y cumpla con los principios de la OMC.

De esta forma, se espera que cada vez más empresas mexicanas adopten energías limpias en sus procesos de producción para no perder competitividad frente a otras compañías ubicadas en otros países. No obstante, muchos especialistas solicitan un marco regulatorio clave a largo plazo con certidumbre jurídica que permita realizar inversiones con un suministro sustentable.

Cabe destacar que el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador y la presidenta de la Comisión Europea, Ursula Von Der Leyen se comprometieron en acelerar este año el acuerdo de libre comercio entre la UE para desarrollar una asociación política, comercial y de cooperación más profunda. Este es considerado por muchos analistas como «la luz al final del túnel» y hace crecer las expectativas del sector privado en México.

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De acuerdo al sector privado, en los últimos años en México, los proyectos renovables a nivel utility scale se encuentran en stand by por las cancelaciones de las subastas por parte del Gobierno y uno de los pocos desarrollos que se ha llevado adelante es el Plan Sonora en Puerto Peñasco.

Mediante este plan que prevé transformarse en la planta solar más grande de Latinoamérica y la séptima en el mundo, con una capacidad de 1GW en su etapa final, el Gobierno federal busca demostrar que efectivamente están trabajando en lograr una transición energética justa.

No obstante, el Plan Sonora suscita cierta controversia en relación con su ubicación y distribución estratégica de proyectos, lo cual lleva a cuestionar la necesidad de invertir en infraestructura y redes de transmisión en el país.

En efecto, Carlos Aurelio Hernández González, vicepresidente de Energías Renovables de la Comisión Nacional de Energía de la Confederación Patronal de la República Mexicana (COPARMEX), explica a Energía Estratégica: “Si bien es bueno que la Comisión Federal de Electricidad (CFE) realice las inversiones en energías limpias, deberían distribuir esas inversiones en distintos puntos del país para poder reducir las emisiones de centrales eléctricas que son menos ineficientes”.

Para el experto, están generando en un lugar donde hay sobreoferta de energía, lo cual limita el valor de la energía generada en esa área. En tanto no hagan la interconexión de la línea de transmisión del Sistema Interconectado Nacional (SIN) con el sistema de Baja California, esa energía valdrá muy poco. 

“Ese GW que van a instalar se podría haber distribuido mejor en distintas zonas del país donde se requiere más energía como por ejemplo la Península de Yucatán donde también hay buena radiación”, afirma. 

“Hubieras cubierto una mayor parte de la demanda donde ves precios de 10, 12 mil pesos por MW contra los 200 pesos del norte (Puerto Peñasco). Esa energía no funcionará porque está en el norte del país y donde más se necesita la energía es en el sur. Tiene poco valor la energía por allá en tanto no se realice la interconexión”, agrega. 

De esta forma, resalta la importancia de contar con una infraestructura de transmisión adecuada para facilitar el transporte eficiente de la energía generada en diferentes regiones del país. 

Esto permitiría mejorar la integración de los proyectos de energías renovables a gran escala y garantizar un suministro más estable y confiable en todo México.

Estancamiento de proyectos a gran escala

Más allá del Plan Sonora, el Vicepresidente de Energías Renovables de COPARMEX revela que ha habido pocos avances significativos en los últimos cinco años en este segmento.

“Los proyectos privados a gran escala se han frenado y la única intervención que ha habido es por parte de la CFE, a través del Plan Sonora. Si bien es bueno que la CFE invierta en proyectos de energía eléctrica, estos esfuerzos han sido insuficientes”, insiste. 

“La Comisión Reguladora de Energía (CRE) ha estado más reactiva en cuanto a otorgar permisos y la demanda máxima que tuvimos en el país de 50 mil MW en una hora demuestra que si bien México tiene la capacidad instalada, tiene un déficit de energía limpia y barata. Eso se ve en situaciones donde se pone a prueba el sistema eléctrico”. 

Para el especialista, este pico en la demanda histórica indica la necesidad de impulsar políticas y medidas que fomenten el desarrollo de más proyectos renovables a gran escala en el país.

“El mercado está ansioso de energías limpias y la CRE no se ha encaminado al ritmo que avanza el mercado. Como país tenemos que aprovechar el nearshoring y dotar de herramientas a las empresas tanto pequeñas como grandes para que puedan invertir en proyectos de descarbonización”, concluye.

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La Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (ACENOR) criticó el proyecto de ley de transición energética que el Poder Ejecutivo de Chile elevó al Congreso, ya que considera que podría perjudicar a los usuarios finales del sistema al contemplar nuevos cargos a pagar  por los mismos. 

“Estando de acuerdo las necesidades de la transición energética que implican para el país, vemos que, al menos hay cuatro grandes grupos de temas que significan una nueva piedra en la mochila en la cuenta final cliente, tales como ingresos tarifarios, licitaciones de almacenamiento, nueva transmisión y presupuesto del Coordinador Eléctrico Nacional”, sostuvo Javier Bustos, director ejecutivo de ACENOR.

“Y en el proyecto no vemos medidas que apunten a ser más eficientes estos costos ni una forma de balancear, de manera justa, los costos de esta transición energética y que no todo caiga en el cliente”, planteó durante una sesión de la Comisión de Minería y Energía del Senado de Chile. 

Puntualmente, la entidad remarcó que, tal como está redactado el proyecto, y tomando los datos de enero 2022 a febrero 2022, aumentaría las tarifas energéticas en aproximadamente $11 por kWh. 

¿Por qué? El impacto por la reasignación de los ingresos tarifarios podría ser de $3,3 a $4 por kWh si los problemas de congestión aumentan y se mantienen valores de combustibles elevados. Mientras que por el lado del cargo para llevar a cabo las licitaciones de almacenamiento con proyectos a mediano y largo plazo, el monto oscilaría entre $3,8 a $4,5 por kWh.

A lo que se debe sumar la planificación de las obras de transmisión (tanto planificadas como urgentes) y la revisión del valor de inversión adjudicado en obras de ampliación. Por lo que tales proyectos de transporte eléctrico sumarían «al menos» $2,6 kWh hacia el 2028. 

“En tanto que las nuevas funciones del CEN hará que disponga de recursos permanentes para realizar y coordinar investigación, desarrollo e innovación en materia de energía, lo que es valorable. Pero hay que recordar que el presupuesto del Coordinador es 100% financiado por los clientes en el cargo por servicio público”, señaló Bustos.

“Hoy en día, el cargo por servicio público está en $0,7 kWh, pero estimamos que, de acuerdo a los requerimientos que pidió el coordinador y mayores recursos, llegaremos al $1 por kWh”, detalló. 

Y continuó: “El proyecto de ley agrega cargos y aumenta otros existentes para los clientes, mientras que la experiencia internacional para la transición energética determina que los costos se comparten y esa es la única manera de tener una transición justa (…) Y hasta será más caro electrificar consumos a futuro”. 

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XM, operador del Sistema Interconectado Nacional, emite señales a la institucionalidad del sector sobre el estado del Sistema en el corto, mediano y largo plazo, a partir del análisis integral de variables y escenarios.

Es precisamente en cumplimiento de dichas funciones que XM tiene la responsabilidad de dar a conocer situaciones como las planteadas en el comunicado emitido el pasado lunes 17 de julio sobre el agotamiento de las redes de transmisión de energía en algunas zonas del país, respecto al cual es importante ampliar las explicaciones técnicas de varios aspectos:

Colombia cuenta con los recursos suficientes de generación de energía y sus recursos primarios (principalmente agua, gas, carbón y combustibles líquidos) para atender la demanda en el país.
XM ratifica que en los análisis del planeamiento operativo energético de mediano y largo plazo realizados a la fecha, no se evidencian riesgos de desabastecimiento energético, incluso ante escenarios de ocurrencia de afectación a los aportes hídricos como el fenómeno de El Niño. Estos análisis se realizan permanentemente, actualizando las variables más relevantes para el mismo.
El agotamiento en la capacidad de transporte de la red en la región Caribe no está relacionado con problemas de desabastecimiento de energía en el país. El agotamiento implica dificultades para la transmisión de energía al usuario final en algunas zonas de dicha región.
Ante el incremento en los últimos meses de la programación de demanda no atendida por agotamiento en la red de transmisión regional en el área Caribe, en junio de 2023 XM declaró en estado de emergencia algunas subestaciones de dicha zona (El Banco, La Jagua, San Juan y Guatapurí en el área Guajira-Cesar-Magdalena; San Jacinto, Calamar, Zambrano, El Carmen y el Plato en el área Bolívar; Sincé, Mompox y Magangué en el área Córdoba-Sucre), poblaciones en las que el servicio de energía eléctrica no se está prestando con la calidad, seguridad y confiabilidad definida en la normatividad vigente.
La demanda no atendida que se viene programando en la región Caribe como consecuencia del agotamiento en la red de transmisión regional, podrá incrementarse en la medida en que crezca la demanda de energía en dicha zona.
La solución estructural a las situaciones de agotamiento en la red de transmisión regional es la entrada oportuna de los proyectos de expansión; no obstante, el desarrollo de estos enfrenta grandes retos en el país. Evidencia de ello es que de las obras de expansión adjudicadas por la UPME que actualmente están en ejecución, el 68% corresponde a proyectos en la región Caribe, cuyos retrasos a la fecha oscilan entre 1 y 4 años.
En relación con los análisis efectuados por XM sobre el comportamiento de la demanda de energía en el país en las últimas semanas, es importante precisar que las metodologías no son comparables sino  complementarias, pues para la operación de tiempo real que coordina XM utiliza una mayor desagregación de la información, es decir, a los análisis mensuales de la UPME, XM les aplica criterios adicionales como análisis diarios, por regiones geográficas, entre otros, para reflejar el comportamiento de corto plazo.

Como ha sido hasta ahora, XM seguirá acompañando a la institucionalidad del sector y a los agentes del mercado en buscar soluciones para mitigar el agotamiento de las redes de transmisión. De la misma manera, XM ratifica su compromiso con atender los desafíos actuales y futuros del sector eléctrico en el país y seguir brindando la mejor energía a los colombianos.

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EDP Renewables (EDPR), líder mundial en energía eólica y solar, ha resultado adjudicataria de una licitación convocada por el Ministerio de Bienes Nacionales de Chile para la construcción y operación de un proyecto renovable ubicado en la Reserva Eólica de Taltal, en la región de Antofagasta, en el norte del país.

Esta región hoy es protagonista en materia de desarrollo energético gracias a su gran riqueza en recursos solares y eólicos, aportando el mayor porcentaje de capacidad instalada de energías renovables en el país (31% a junio de 2023. Fuente: Comisión Nacional de Energía), lo que le otorga un gran atractivo global para la inversión. El proyecto adjudicado le permitirá a EDPR tener los derechos de uso de alrededor de 2.850 hectáreas para el desarrollo y operación de proyectos de fuentes de energía limpias por un rango de 40 años. Con esta adjudicación, la compañía prevé construir uno de sus mayores proyectos renovables en Latinoamérica: un parque híbrido que combine energía eólica con energía fotovoltaica.

Además, la licitación permite incluir almacenamiento de energía con baterías, por lo que este proyecto será uno de los primeros en Chile en incorporar tres tecnologías (solar, eólica y baterías) en una única conexión a la red. De esta manera, posibilita reservar la energía generada en horarios donde los precios son más bajos, para inyectarlas a la matriz durante las horas de mayor demanda.

Cuando entre en operación, el proyecto ubicado en la Reserva Eólica de Taltal contará con una potencia instalada de más de 323 MW combinada entre la energía solar y eólica.

A través de estas concesiones, que empezaron a licitarse desde 2010, el Gobierno de Chile promueve activamente la descarbonización de la economía en el país. En línea con este compromiso, la primera adjudicación de EDPR en el país demuestra la voluntad de la compañía de colaborar con Chile en sus objetivos hacia la transición energética.

“Los terrenos adjudicados a EDPR para su explotación cuentan con excelente recurso eólico y solar, lo que convierte a la Comuna del Taltal en un entorno ideal para desarrollar proyectos competitivos de generación de energía limpia. Además, nuestra llegada a la región de Antofagasta es una oportunidad de expandir nuestra presencia en el país, contribuyendo con beneficios ambientales, sociales y económicos, así como de acercarnos a la demanda energética del sector minero a través de la descarbonización”, destaca Enrique Álvarez-Uría, Country Manager de EDPR en Chile.

Actualmente, la compañía en Chile cuenta con más de 500 MW en distintas fases de desarrollo en proyectos renovables ubicados principalmente en las diversas regiones a lo largo de Chile.

Presente en el mercado chileno desde 2021, EDP Renewables (EDPR) es líder en energías renovables a nivel global y cuenta con una potencia instalada de más de 15,2 GW en todo el mundo. EDPR ha sido pionera en el desarrollo de proyectos que suponen una importante contribución a un sector más sostenible – inauguró este año en Brasil su mayor complejo renovable, Monte Verde, con 580 MW de capacidad; fue la primera en desarrollar parques híbridos eólicos y solares en Portugal y España, sus mercados de origen, e invierte continuamente en nuevas formas de desarrollar electricidad renovable, como el primer parque solar flotante de Singapur.

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La Secretaría de Energía de la Nación incorporó la figura del usuario – generador comunitario al anexo de Ley N° 27424 (régimen de fomento a la generación distribuida) a través de la Resolución 608/2023 publicada en el Boletín Oficial de la República Argentina. 

Esto significa que, de acuerdo a su composición, los sujetos que opten por esta alternativa renovable podrán ser “Usuarios Generadores Individuales” (U/G), “Usuarios Generadores Comunitarios” (U/G C) o “Usuarios Generadores Comunitarios Virtuales” (U/G CV).

De este modo, y tras diversas reuniones del Consejo Federal de Energía sobre el tema, el gobierno finalmente abrió las puertas a un modelo que ya tenía el visto bueno del subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Santiago Yanotti (ver nota), y que ya se implementa en las provincias como Córdoba, Mendoza y Santa Fe. 

“Da un marco general, principalmente para aquellas que ya habían reglamentado esta opción. Esperamos que apalanque la GD, desde instalaciones que cambien el paradigma de U/G individual y vaya más hacia el agrupamiento de usuarios. El potencial existe y puede ser la punta de lanza de la generación distribuida en el futuro”, aseguró Nicolás Biurrún, coordinador de generación distribuida en la Secretaría de Energía de la Nación, en diálogo exclusivo con Energía Estratégica

“Resta implementarlo en la plataforma digital de acceso público para el intercambio de formularios entre usuarios, distribuidoras e instaladores calificados. Además, a futuro, la idea es poder otorgar algún beneficio más enfocado en los U/G comunitario, tanto en Certificados de Crédito Fiscal o la línea de crédito con el dinero del Fondo para la Generación Distribuida de Energías Renovables (FODIS)”, agregó.

Los sujetos que opten por esta alternativa renovable deberán incluir el porcentaje de participación de cada uno dentro del contrato de generación eléctrica bajo modalidad distribuida comunitaria, a fin de repartir los créditos asociados a la inyección de energía entre los participantes, como por ejemplo el Certificado de Crédito Fiscal, el cual tuvo actualización de montos a principios de año. 

¿Cuáles son las diferencias entre usuarios ? El U/G C refiere a la conformación de un grupo de dos o más usuarios de la red con puntos de suministro diferente cuyas demandas sean abastecidas por el mismo distribuidor y que declaren la administración en conjunto de un sistema de generación distribuida renovable. 

Mientras que el U/G CV es muy similar, con la particularidad que se considerará así a aquellos usuarios – generadores cuya demanda e inyección total esté monitoreada en tiempo real por medidores inteligentes. 

“Esto posibilitará hacer un balance entre las energías demandadas e inyectadas del sistema comunitario, distinguir la inyección del autoconsumo total del conjunto de usuarios y valorizar la energía autoconsumida, demandada e inyectada de manera independiente”, señala la normativa. 

A ello se debe añadir que también habrá una subdivisión conforme a la potencia instalada, considerando que la capacidad del equipo de GD será la suma de los acoples a la red de tales instalaciones (no puede superar los 2 MW): 

Usuarios – Generadores pequeños (UGpe): con equipos menores a los 3 kW.
Usuarios – Generadores medianos (UGme): De 3 kW a 300 kW
Usuarios – Generadores mayores (UGma): De 300 kW y hasta 2 MW de capacidad. 

Y cabe aclarar que U/G C y los U/G CV podrán conectar sus equipos a la red de distribución hasta una potencia equivalente a la suma de las contratadas por cada uno de los usuarios que conformen el grupo. 

Mientras que a los usuarios que no posean una potencia contratada definida, se les considerará la capacidad límite máxima de la categoría a la que pertenezcan. En tanto que aquellos sujetos que contraten distintas potencias, en función de bandas horarias podrán conectar los sistemas renovables hasta el máximo valor de las contratadas.

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S-5! anuncia su nueva sociedad con la empresa latinoamericana Solar Center . Como distribuidor, la empresa ofrecerá la gama completa de soluciones solares y de utilidades de S-5! para techos metálicos en todo México.

Solar Center es un mayorista de equipos solares a nivel nacional con centros de distribución en la Ciudad de México, Mérida y Chihuahua. Además de sucursales en Guadalajara, Monterrey y Querétaro. Junto con sus socios de canal, la empresa busca transformar a México a través de la energía solar.

“Estábamos buscando una marca posicionada dentro del mercado fotovoltaico que pudiera brindar un producto de alta calidad, soporte técnico en el país y asesoría comercial,” dijo Cristhian Arredondo, Gerente de Ingeniería de Solar Center.

“También estábamos interesados en establecer una relación comercial a largo plazo con una empresa que esté presente el mismo tiempo. Las garantías de S-5! son las más completas de la industria y, de hecho, sus productos han superado sus garantías porque la empresa los ha estado fabricando durante más de 30 años.”

“Conocimos al equipo de S-5! en Solar Power International en ellos encontramos al socio estratégico que nos hacía falta para llevar nuestro negocio al siguiente nivel,” continuó Arredondo. “Ahora, nuestros centros de distribución se encuentran completamente abastecidos para brindar una logística rápida y eficaz a todos nuestros clientes a lo largo del país.”

S-5! comenzó a vender en América Latina en 2010. Desde entonces, ha experimentado un crecimiento exponencial con distribuidores establecidos en México, Barbados, Puerto Rico, Ecuador, Costa Rica, Colombia, Jamaica y Trinidad y Tobago. Con un equipo dedicado al servicio del mercado, S-5! se está posicionando para ser el recurso de referencia para soluciones de montaje solar en techos de metal.

S-5! fabrica sus productos en los EE. UU. en sus instalaciones de fabricación con certificación ISO. Con tecnología probada, S-5! tiene una cartera global de más de 6 gigavatios de energía solar instalados en los techos de algunos de los edificios más destacados del mundo, como las sedes corporativas de las tiendas Google, IBM, Apple, NREL y Walmart en todo México, además de más de 15,000 instalaciones solares residenciales en más de 70 países desde la A (Australia) hasta la Z (Zimbabue).

“Damos la bienvenida a bordo a Solar Center, uno de los centros de distribución solar más grandes de México,” dijo Juan Carlos Fuentes, Director Internacional de Ventas y Desarrollo de Negocios de S-5!. “Como innovadores de tecnologías sin penetración de sujeción al techo y montaje solar sin rieles direct-attach ™ , S-5! se complace en ofrecer nuestras soluciones solares en todo México y América Latina. Solar Center es un socio de canal ideal para nosotros, ya que esperamos continuar con el éxito y el crecimiento en la región.”

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Como el producto insignia más nuevo de FusionSolar el SUN2000-330KTL recibió un amplio reconocimiento de la industria durante su debut en Intersolar Europe 2023. Se destaca como uno de los inversores de cadena de alta potencia (330KW) más fiables disponibles en el mercado. El SUN2000-330KTL ha logrado varios avances en la industria:

Funciones de triple protección líderes en el sector: desconexión inteligente a nivel de cadena (SSLD-TECH), detección inteligente a nivel de conector (SCLD-TECH) y diagnóstico inteligente de aislamiento en corriente continua (CC). Puede identificar con precisión problemas como la conexión en polaridad inversa de los conectores MC4, corrientes de retorno y cortocircuitos, etc., aplicando autoprotección como el apagado automático en milisegundos.
Certificación autorizada L5 de la Power Line Carrier Communication de CGC. Tiene una distancia máxima de transmisión de hasta 1.000 metros y puede soportar sub-arreglos con una capacidad máxima de 9MW, garantizando una comunicación estable.
Tecnología de autolimpieza interna inteligente líder en la industria, mejorando significativamente la eficiencia de eliminación de polvo y reduciendo los costes de mantenimiento.
Compatible con todos los módulos fotovoltaicos convencionales (166/182/210), lo que permite «sustituir el módulo sin cambiar el inversor». Esto reduce la complejidad y los costes de adquisición, piezas de repuesto y mantenimiento.

Intersolar Europe es una de las mayores ferias del mundo del sector fotovoltaico inteligente. Ha cosechado la atención y el reconocimiento internacionales por su influencia y sus prestigiosos premios, que ensalzan las fuerzas innovadoras que impulsan el desarrollo de la industria.

FusionSolar se dedica a hacer realidad su visión de «Aprovechar al máximo cada rayo» mediante la investigación y el desarrollo continuos, la integración innovadora de tecnologías digitales, de electrónica de potencia y de almacenamiento de energía, y la promoción de la energía fotovoltaica inteligente como fuente de energía primaria. Este compromiso permite la adopción generalizada de la electricidad verde, beneficiando tanto a los hogares como a diversas industrias.

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El megaevento Europe Future Energy Iberian Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit (FES), se llevó a cabo a principios de este mes en el hotel NH Collection Madrid Eurobuilding, con más de 350 profesionales del sector renovable.

Una de las grandes presencias del encuentro fue la del embajador de Chile en España, Javier Velasco, quien participó del panel denominado “Expansión renovable en Latinoamérica, una oportunidad para Europa” y dio a conocer las ventajas del país trasandino para invertir en proyectos sustentables y generación limpia. 

“Chile tiene las condiciones de producción más destacadas del mundo para generar hidrógeno verde, a nivel solar en el norte y eólico en el sur, que se complementa con la capacidad de distribución, transmisión y almacenamiento”, señaló. 

“Además, se invierte fuertemente en storage con torres de condensación de potencia, baterías y la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde”, agregó durante el megaevento de FES.

Justamente el país ya cuenta con una regulación específica y fue uno de los primeros países de Latinoamérica en abrir las puertas a la producción mediante su Hoja de Ruta del H2V, lanzado a finales del 2020.

En la misma marcó un objetivo de 5 GW operativos de electrólisis hacia el 2025 y de 25 GW instalados al año 2030, a un precio de 1,5 dólares por kilogramo de dicho vector energético. 

“Es decir que tendremos la relación de costo – producción más baja del mundo; mientras que al 2040 queremos estar entre los 3 exportadores mundiales más importantes de H2V con un horizonte de descarbonización total al 2050”, remarcó Javier Velasco. 

También, cabe recordar que recientemente el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) aprobó un nuevo préstamo de USD 400 millones para apoyar el desarrollo de la industria del hidrógeno verde y sus derivados en Chile, con el objetivo de contribuir a la descarbonización de la economía y generar nuevas oportunidades productivas en el país.

Préstamo basado en resultados anteriores, ya que es la segunda operación de crédito en el marco de la línea de Crédito Condicional para Proyectos de Inversión (CCLIP) para la productividad y el desarrollo sostenible en Chile, aprobada el 7 de diciembre de 2022 y que cuenta con un presupuesto total de USD 1000 millones.

Chile y la Unión Europea firmaron iniciativas de cooperación en hidrógeno renovable

Asimismo, días atrás el Ministerio de Energía y el Ministerio de Hacienda de Chile lanzaron el Comité Estratégico para el Plan de Acción de Hidrógeno Verde, que tendrá como objetivo la concreción de la hoja de ruta y alcanzar acuerdos de consenso para su desarrollo, y que estará conformada por funcionarios regionales y agentes del sector académico, como también Michelle Bachelet Jeria, ex presidenta de la República, y Juan Carlos Jobet, ex ministro de Energía y Minería.

“Todo ese proceso es una oportunidad para toda la red productiva que se genere y que se acompañará con minerales críticos, no sólo litio, sino que tenemos 26 de los minerales que la Unión Europea considera críticos”, aseguró el embajador de Chile en España. 

“La exportación más relevante de Chile no es el litio, cobre ni tremendas condiciones de inversión en torno a la nueva infraestructura de transmisión. Sino que lo más importante es la certeza y seguridad. Es un país estable, que se pone de acuerdo ante las diferencias democráticas y respeta las reglas del juego”, concluyó. 

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A pesar de que en la regulación de México existe un límite de potencia instalada de 500 kW para proyectos de generación distribuida, cifra bastante inferior a otros países latinoamericanos, las instalaciones de este segmento tanto a nivel residencial como comercial e industrial crecen con fuerza en el país.

De acuerdo a la Comisión Reguladora de Energía (CRE), en el podio de los estados mexicanos con mayor generación durante el segundo semestre del 2022, se encuentra Jalisco (407.08 MW), seguido por Nuevo León (282.18 MW) y Chihuahua (176.58 MW).  Esos tres estados acumulan más de la tercera parte de los permisos de generación en el país y de toda la potencia operativa en esta categoría.

No obstante, otras entidades federativas buscan seguir incrementando esta industria. En efecto, Efrain Villanueva, ex secretario de Ecología y Medioambiente de Quintana Roo destaca las expectativas de crecimiento en el corto plazo y describe algunas de las iniciativas que han impulsado a nivel local para cumplir con estos objetivos.

¿En estos últimos años estuvo creciendo la actividad renovable en Quintana Roo?

No a nivel utility scale, pero sí en el segmento de generación distribuida. Si bien todavía no estamos a la altura de otras entidades federativas como Jalisco que tiene el primer lugar en México, estamos a la mitad de la tabla de los demás estados con 39.69 MW de energía renovable fotovoltaica en generación distribuida.

No obstante, en los próximos años esperamos al menos duplicar la generación distribuida actual en Quintana Roo. Desde el estado siempre promovimos la existencia de fuentes de apoyo financiero y al ser cada vez es más accesible, aumenta el volumen de proyectos de esta magnitud.

¿Qué cambios sugieres en el marco regulatorio para aumentar aún más la generación distribuida y cumplir con esos objetivos? 

Un aumento en el límite de potencia para generación distribuida ayudaría muchísimo. Desde hace varios años se planteó la posibilidad de elevarlo por lo menos a 1 MW o inclusive más. Pero la visión que tiene la administración federal actual lo ha impedido.

Incluso había un proyecto para ponerle aún más regulaciones a la generación distribuida que afortunadamente no ha avanzado. 

En resumen, lejos de favorecer la regulación para aumentar la generación distribuida, lo que el gobierno federal ha intentado es poner más trabas. Por eso es muy complicado que suceda un cambio al menos en lo que resta de esta administración.

En este contexto, ¿durante tu gestión han podido tomar iniciativas propias para el desarrollo de energías renovables, más allá de la agenda del gobierno nacional? 

Ante la falta de permisos para proyectos de gran escala, como entidad federativa nos concentramos en proyectos de eficiencia energética y generamos una propuesta de planeación de todo lo que se podría hacer en el estado en materia de energías renovables. 

PLANFEER (1)

En línea con esa estrategia, dejamos proyectos a nivel de prefactibilidad vinculados al aprovechamiento de los residuos para la generación eléctrica. Aunque no logró concretarse, hicimos un proyecto muy interesante para la Isla de Cozumel dentro del rango de generación distribuida para el aprovechamiento de los residuos: la idea era generar composta y producir 300 Kw de energía eléctrica. 

También presentamos otro proyecto interesante para producir biometano en Cancún, el cual podría tener una muy buena rentabilidad. 

Estos fueron algunos de los intentos que pudimos presentar y que están a nivel de prefactibilidad. Espero que las autoridades los retomen. Sin embargo, entiendo que el gran problema son los permisos federales para dar luz verde a esas iniciativas.

¿Qué tipo de tecnologías (solar o eólica) se pueden potenciar en la región teniendo en cuenta los recursos y las redes transmisión de la misma?

Hay una visión muy clara: en el centro y sur del estado el potencial es mayormente solar y en el norte eólico. No obstante, Quintana Roo todavía tiene la necesidad de fortalecer sus redes de transmisión para desalojar esa energía. 

En ese sentido, las autoridades de la CFE han sido muy cautas porque no hay suficiente infraestructura de transmisión para desalojar un proyecto eólico de por ejemplo 250 MW. Siempre ha habido ese temor de las autoridades federales por la intermitencia de las energías renovables. 

Sin embargo, es necesario invertir en las líneas de transmisión para descarbonizar la economía de la región y poder abastecer la gran demanda de energía de manera sostenible.

Teniendo en cuenta la gran afluencia de turistas con las que cuentan, ¿se ha podido avanzar en proyectos de electromovilidad o de almacenamiento?

En electromovilidad todavía tenemos un gran retraso, es otra industria que está todavía sin despegar. Son muy pocas las estaciones de recarga para autos eléctricos en Quintana Roo. Hay un gran déficit todavía en el estado y en el país entero,

Por otro lado, muchos hoteles están incorporando el concepto de vender una experiencia renovable con un manejo sustentable de residuos y proyectos muy eficientes para el consumo de la energía eléctrica y el agua. 

De hecho, aprovechan sus residuos para tener su propia generación de electricidad e impulsan la generación distribuida. Hay potencial para acompañar esto con proyectos de almacenamiento. No es un problema de tecnologías, sino de política pública.

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En el marco de la construcción del parque solar Palmira I liderado por Ventus para su cliente Celsia, se realizó un acuerdo con la Fundación 2 por el Planeta para llevar adelante un EcoTrueque.

El acuerdo consistió en que todos los residuos de obra aprovechables (cartón, PET, plásticos, chatarra, zunchos) reciclados se reconvertirían en mobiliario de madera plástica para la comunidad del área de influencia directa. Adicionalmente, con el reciclaje de los residuos desde Ventus se comprometieron a donar platos de comida a centros comunitarios de Valle del Cauca.

Gracias a los más de 35,000 kg de residuos reciclados, desde la empresa finalmente aportan 141 platos de comida.

Adicionalmente, con la cantidad de residuos plásticos reciclados se realizaron dos parques infantiles, cuatro bancas para parques y dos eco avisos para las comunidades de Matapalo y La Torre.

Desde Ventus continuarán trabajando para generar modelos de economía circular que permitan generar una cultura de reciclaje y aprovechamiento, para reducir el impacto ambiental negativo que genera la construcción de proyectos, conservar recursos naturales y proteger el medio ambiente, al mismo tiempo que generan un impacto social en las comunidades donde opera.

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La fórmula integrada por Horacio Rodríguez Larreta y Gerardo Morales presentó su plan de transición energética hacia fuentes renovables, el cual se prevé implementar en caso de ganar las elecciones presidenciales que se llevarán a cabo en Argentina. 

Los precandidatos de Juntos por el Cambio a la presidencia y vicepresidencia, respectivamente, detallaron más de 10 ejes destinados a cumplir con los compromisos ambientales asumidos en el Acuerdo de París, por lo que proyectan aumentar la participación de las energías sustentables. 

«Al final de nuestro mandato, el 30% de la matriz energética será renovable. Es un objetivo ambicioso, incluso para países desarrollados, pero tenemos todas las condiciones y recursos para hacerlo”, afirmó el actual jefe de Gobierno de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. 

“Y por otro lado, promover la biomasa, algo que este gobierno frenó su desarrollo. Queremos promover el campo y todo lo que hace a la bioenergía es una oportunidad más para desarrollarse. Es trabajo argentino con sueldos competitivos y de mayor valor agregado”, agregó. 

Para alcanzar con tales objetivos, el gobernador de Jujuy vaticinó que buscarán actualizar el marco regulatorio nacional de las energías renovables (Ley N° 27191), contar con más licitaciones de compra-venta de energía verde y aumentar las metas de generación distribuida, en pos de garantizar un “crecimiento continuo” en el sector energético; 

“Tras la instalación de parques renovables del Programa RenovAr (más de 5 GW adjudicados), la idea es contar con una nueva ronda, el RenovAr 4, y seguir para lo que debemos construir líneas de transporte”, aseguró Morales. 

“Además, propondremos un Plan Federal de generación distribuida, donde tenemos previstos realizar 10000 MW en pequeñas plantas de 6 y 12 MW en todo el territorio, lo que representará una inversión cercana a los 9000 millones de dólares y la generación de 20000 puestos de trabajo”,  

Es decir que se implementará un modelo similar al Proyecto Solar Distribuido de Jujuy, aquel programa que fue relanzado a principios de septiembre del 2022 y que, en total, acumulará 96 MW de potencia en parques fotovoltaicos interconectados a la red de distribución a lo largo de toda la provincia. 

¿De qué manera se repartirá en Argentina? El precandidato a vicepresidente dio a conocer que habrá metas diferentes para cada provincia, como por ejemplo que a Buenos Aires le correspondan 2500 MW de capacidad, a Jujuy otros 200 MW y a Córdoba, Santa Fe u otras jurisdicciones de mayor territorio y población podrían ser de 800 o 1000 MW. 

También los funcionarios destacaron la ampliación de la capacidad de transporte eléctrico en alta tensión (132 y 500 kV) y la promoción del hidrógeno verde como vector energético dentro de diversos ámbitos.

“El H2V tendrá un gran potencial por su posibilidad de descarbonizar la economía, por lo que generaremos un marco normativo y empezaremos con la producción de 400000 toneladas, lo que demandará una potencia de 7500 MW, una inversión de más de 6500 millones de dólares y ocupará alrededor de 15000 puestos de trabajo. Pero ese proyecto lo pondremos en marcha con una ley que promueva la producción de H2V”, apuntaron.

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La semana pasada, el gobierno de Chile elevó al Congreso su proyecto de ley de transición energética, con el que prevé el desarrollo “eficiente” de infraestructura eléctrica, adecuaciones tarifarias y la promoción de una mega licitación de almacenamiento de USD 2000 millones.

Ana Lia Rojas, directora ejecutiva de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), brindó una primera mirada sobre la iniciativa que forma parte de la denominada “Agenda Inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética”. 

“El proyecto de ley de transición energética es el eslabón no perdido entre el corto y largo plazo. Parece ser parte de muchas de las respuestas para unificar lo que sucede entre ambos períodos”, afirmó durante un evento organizado por el Ministerio de Energía de Chile. 

“Está vinculado a la industria del hidrógeno verde, la minería y agricultura verde, porque da la condición basal de energías renovables que pueden ser más competitivas y sostenibles”, agregó.

Además, la especialista planteó que ya mismo debe comenzar la discusión de varios aspectos del mercado mayorista eléctrico para que haya más penetración renovable y disminuya la alta exposición de costos marginales cero, la presencia de desacoples y la cantidad de vertimientos de energía. 

Y cabe recordar que, de acuerdo a proyecciones realizadas en el sector, los vertimientos durante este 2023 podrían ser de 3170 GWh (271 GWh eólicos y 2899 GWh solares) a 4568 GWh (437 GWh eólicos y 4131 GWh), lo que representaría una alza de poco más de tres veces de los recortes obtenidos durante 2022. 

Mientras que para el final de la década, la cifra sería de 3,9 GW en el norte del país y otros 9 GW en la zona sur, a pesar que haya aumentos de capacidad de transporte entre ambas regiones. 

A ello se debe agregar que diversas empresas Chile persisten por la tarificación de la energía del sistema eléctrico, puntualmente por la modificación de los artículos 166 y 167 del DS 125/2017 (Reglamento de la Coordinación y Operación del SEN) para evitar la salida de compañías renovables del mercado. 

“Por lo tanto hay preocupación sobre cuáles serán los instrumentos, más allá de lo que se presente en la norma técnica de control y programación. Es decir, cuáles serán las medidas que dispondremos para el manejo y asignación de vertimientos”, apuntó Ana Lía Rojas. 

Comisión de Minería y Energía del Senado de Chile aprobó un proyecto en favor de la geotermia

Por otra parte, todavía hay expectativas sobre el marco regulatorio del almacenamiento y la manera sobre cómo el Coordinación Eléctrico Nacional dispondrá los tiempos e instrucción de carga y descarga que ya existen, considerando que ya se lanzó la licitación de suministro 2023, donde se incorpora un incentivo directo a medios de almacenamiento y de generación con energías renovables no variables.

“Estamos conscientes del valor del territorio y de la coherencia de las zonas que deben tener una determinada métrica y forma de incorporar las energías renovables no convencionales y sistemas de almacenamiento, que en algún momento serán objeto de una mirada específica sobre sus efectos en el territorio”, sostuvo. 

“Sin esa discusión, es difícil que el despliegue de los 22,5 GW requeridos para reemplazar los ciclos a carbón pueda ser posible en los próximos 7 años”, añadió. 

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En el marco de un freno en los proyectos utility scale en México por las cancelaciones de las subastas por parte de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), los desarrollos eólicos han evolucionado pero no al ritmo que esperaba el sector, teniendo en cuenta las condiciones óptimas de viento que existen en el país.

En conversaciones con Energía Estratégica, portavoces de la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE), cuantificaron el crecimiento del mercado eólico en México en los últimos años y relevaron que si bien ha aumentado la generación renovable, ese incremento aun es leve.

«México tiene un gran potencial renovable: aunque en 2015 estimamos que el potencial eólico es de 50 GW, en la actualidad únicamente se han instalado 7.3 GW. Por su parte, en 2022, el Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL por sus siglas en inglés) ubicó el “potencial técnico” en más de 3,600 GW eólicos», explican voceros de Amdee.

«Estas cifras demuestran que aún queda mucho espacio para que crezca el sector y continúe aportando al cumplimiento de las metas de reducción de emisiones de  gas de efecto invernadero (GEI). Anualmente, el sector eólico aporta más del 6% de la energía eléctrica que se consume a nivel nacional generada a partir de una fuente renovable y libre de emisiones de GEI», agregan.

AMDEE Evolución del mercado

De acuerdo a los datos de la asociación, estos 7,317 MW son generados por 70 parques eólicos en operación en 15 estados con 3,247 turbinas o aerogeneradores instalados y representan el 8,16% de la capacidad instalada. También existen 909 MW provenientes de proyectos terminados y en pruebas operativas.

Por sus condiciones de viento favorables, los estados que lideran la mayor generación son Oaxaca (2,758 MW), Tamaulipas (1,715 MW) y Nuevo León (793 MW).

En este contexto, según manifiestan los especialistas, el desarrollo eólico en México tiene impactos importantes en la economía nacional y regional: «Toda esta generación significó una inversión de 13 mil millones de dólares . Estos 20.3 TWh producidos al año equivalentes al 6.07% de la generación total en 2022 y al consumo de 11.4 millones de hogares».

Además, reportaron que en 2022, las centrales eólicas en operación contribuyeron a evitar la emisión de aproximadamente 8.8 millones de toneladas de CO2e, equivalentes a quitar de circulación 1.9 millones de autos.

A su vez, otro dato destacado es que el costo nivelado de energía eólica se redujo 63% entre 2009-2023.

En cuanto al capital humano requerido, la actividad representó en 2022 la generación de 9,533 empleos directos, cifra que significó una leve disminución con respecto al 2021 donde se registraron 10,933.

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Comprometida con un futuro con cero emisiones netas, Trina solar, líder mundial en la fabricación de módulos solares, continúa invirtiendo en investigación y desarrollo para ofrecer al mercado soluciones de vanguardia cada vez más eficientes.

Como efecto de las oportunidades del nearshoring y la necesidad de cumplir con sus criterios ESG, sus productos son cada vez más demandados por países latinoamericanos y la expectativa es que esta tendencia se incremente cada vez más.

En línea con estos objetivos, Álvaro García-Maltrás, director general para Latam y el Caribe, enumera los países más atractivos para la compañía y propone cambios en el marco regulatorio que podrían incrementar aun más la adopción de tecnologías fotovoltaicas en la región.

¿Cuáles son los principales mercados de Latam para Trina Solar y por qué ?

El mercado de Latinoamérica tiene muchos retos y nos adaptamos a ellos de la mejor manera posible. Brasil sigue siendo el principal dominador, calculamos que aproximadamente un 70% del mercado latinoamericano se centra en ese país. Esto se debe a su tendencia de generación distribuida súper dinámica, buenas ayudas y una industria local ya establecida y creciente. 

En segundo lugar está Chile con una mezcla entre grandes proyectos utility que muchas veces se deciden fuera del país y un segmento dinámico de proyectos pequeños y medianos de hasta 9 MW de corriente alterna.

Luego aparece México principalmente con generación distribuida. Si bien los proyectos grandes se han estancado un poco, queda poco para que vuelva a ser uno de los países más atractivos de la región.

Por su parte, a pesar de sus dificultades regulatorias, Colombia ha invertido fuerte en el último año y se ha convertido en un mercado estable.

A su vez, Argentina tiene una posición de liderazgo porque aun con condiciones tan complejas sigue creciendo en volumen. Nuestra estimación es que en Argentina se embarquen unos 700 MW de módulos.  En este caso, no dependemos tanto de subvenciones o ayudas, solo solicitamos que no haya impedimentos por parte del Gobierno para que el mercado se desarrolle. 

¿Qué cambios sugieres en el marco regulatorio mexicano? ¿Sería bueno elevar a 1 MW el límite de potencia en generación distribuida?

En el caso de México medio MW no es tamaño suficiente ni responde a las necesidades energéticas del país. Es una pena que tengan limitaciones para beneficiarse de sus recursos solares.

Creemos que con el cambio de administración seguramente habrá un reposicionamiento respecto a las energías renovables. Si bien en los últimos años se ha quedado atrás con respecto a otros países, confiamos en que va a recuperarse rápidamente y volverá a ser uno de los principales mercados de Latinoamérica seguramente detrás de Brasil.

Siempre considerando que hay que cuidar las redes eléctricas y no inyectar más de lo que estas pueden soportar, es bueno quitar las limitaciones para el desarrollo de proyectos solares.

Una de las razones por las cuales el mercado de generación distribuida de Brasil ha sido tan exitoso es que el límite en generación distribuida es de 5 MW. Es una diferencia significativa que permite tiempos de desarrollo de proyectos más rápidos y una menor burocracia. Eso ha dado al mercado mucho dinamismo y el país se está beneficiando de más generación de energía y miles de puestos de trabajo.

Ojalá en México quiten esas limitaciones y sigan el modelo de Brasil que es un caso de éxito de la región.

¿De los trackers y módulos solares que ofrecen cuáles son los más demandados en Latam y por qué?

Nuestros productos tienen una garantía de 30 años y el rendimiento que se puede tener a través de ellos es altamente previsible con lo cual permite hacer planes de largo plazo.

En nuestro portfolio de módulos, los que más estamos fabricando en el último año son los módulos Vertex N que ha sido premiado para aplicaciones comerciales e industriales y para proyectos utility scale. 

Para proyectos de gran escala, se utiliza generalmente un módulo más grande con células de 210 milímetros. En el último año, fue muy vendida su versión tipo P, con potencias de 650 y 655 watts. 

También desarrollamos la versión N type de ese producto, con potencias de 685 y 690 watts. Ya lo estamos entregando en la segunda mitad del año y creemos que será el modelo más utilizado a partir del año que viene. 

Para aplicaciones residenciales, optamos por módulos más pequeños como el producto 19R tanto en su versión N type como P type. Nuestro portfolio de producto abarca módulos desde 415 a 690 watts. 

Por otro lado, vemos una clara tendencia en los trackers monofila con un módulo en vertical. Tienen una instalación sencilla, son muy competitivos y alcanzan niveles de potencia interesantes.

Para disminuir el LCOE fotovoltaico, estamos buscando incrementar la eficiencia y la capacidad de generación de los productos. Buscamos que su desempeño sea mayor ante altas temperaturas manteniendo los costes los más bajos posibles. 

 ¿Cómo se encuentra el mercado del almacenamiento respecto a la venta de módulos?

Las baterías tanto en sistemas de generación distribuida y en proyectos a gran escala se están implementando fuertemente en Europa, China, Estados Unidos y América Latina. Aunque todavía siguen siendo costosas hoy en día ayudan a resolver muchos problemas.

El grado de penetración del mercado depende de varios factores como las redes eléctricas, los precios de la energía y su variación a lo largo del día.

Tienen mucho sentido en países con peculiaridades de redes eléctricas como en islas o sistemas aislados, pero también en lugares con redes eléctricas firmes y establecidas como por ejemplo, Chile, donde estimamos que la mayoría de los proyectos solares a partir del 2025 contarán con baterías. 

Estamos convencidos que a medida que baje el precio, está solución se irá incrementando en diferentes lugares. De hecho, ya tenemos una alta demanda en Chile, Baja California (México), República Dominicana e islas del Caribe.

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Este 19 de julio en Quito, el Ministerio de Energía y Minas, presentó la Hoja de Ruta y la Estrategia para la producción de hidrógeno verde (H2V) en el Ecuador, una vez que se ha concluido la etapa de estudios. El evento contó con la presencia del Ministro de Energía y Minas, Fernando Santos Alvite, del Viceministro de Electricidad, Marcelo Jaramillo, de cuerpos diplomáticos de varios países, autoridades del sector eléctrico, academia y sectores productivos empresariales.

El estudio ejecutado por la Consultora Alemana Fichtner, tuvo un tiempo de ejecución de 9 meses y contó con un financiamiento de Cooperación No Reembolsable del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) por un monto de noventa y cinco mil dólares americanos (USD 95.000).

El Ecuador, a través del Ministerio de Energía y Minas, prevé su visión de desarrollo bajo la perspectiva de la “Transición Energética Justa”. Ésta es entendida como un macro proceso de largo plazo, que orienta la consecución de los compromisos sociales y ambientales del Desarrollo Sostenible, a los cuales el Ecuador es suscriptor a través del impulso de las energías renovables, de la eficiencia energética y de vectores de transición, como es el hidrógeno verde.

El objetivo de la hoja de ruta del hidrógeno verde del Ecuador, está enmarcado en una transición energética justa que coadyuve a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero de entre 20 y 25 % para el año 2025 y así contribuir a limitar el calentamiento global a menos de 1,5 °C; y, convertir al H2V en un energético competitivo.

Cabe señalar que el desarrollo de la estrategia y de la hoja de ruta de hidrógeno verde resultan fundamentales para aprovechar los recursos de energía renovable disponibles en el Ecuador de forma competitiva y avanzar hacia la descarbonización de la economía, al tiempo que contribuirá de manera efectiva a la descarbonización y a convertir a nuestra nación en un exportador de hidrógeno verde y de sus derivados.

Durante su intervención el Ministro de Energía y Minas Fernando Santos Alvite indicó: «El Hidrógeno Verde es el futuro de la humanidad. Una nueva forma de energía en la cual nuestro país está iniciándose y a futuro, implementarlo en beneficio de los ciudadanos» y añadió: “Todos los países están en el proceso de buscar nuevas formas de energía y Ecuador es uno ellos. Trabajamos en desarrollar energía que proviene del viento, del sol y ahora del hidrógeno». Para lograr los objetivos de producción de hidrógeno y sus derivados, que se plantean en la hoja de ruta, se ha trazado el desarrollo de tres fases:

Fase inicial-hasta 2025.
Fase de despliegue a mediano plazo-hasta 2030.
Fase de lanzamiento a largo plazo-más allá de 2030.

En dichas fases se abordarán temas basados en: Investigación, desarrollo e innovación, normativa y regulación; infraestructura y cooperación internacional.

Cada una de las fases, conlleva metas e hitos en relación con la implementación de proyectos de energías renovables, implementación de proyectos de producción de hidrógeno verde y sus derivados, capacidades, inversiones y reducción de emisiones de CO2.

En el documento presentado se definieron ejes de análisis vinculados con: evaluación de competitividad del hidrógeno verde en Ecuador, estimación de la demanda interna y potencial de exportación de acuerdo con la evaluación de competitividad, identificación y análisis de riesgos y de brechas, así como lineamientos para el desarrollo y de proyectos piloto de hidrógeno, que promueva la investigación aplicada para las realidades específicas del país.

Entre los resultados más relevantes determinados en el estudio para un corto y mediano plazo se detalla que el H2V:

Puede ser empleado en procesos de refinación y así mejorar la calidad del crudo.
Producir amoníaco como insumo para fertilizantes nitrogenados y metanol.
Con la tecnología de almacenamiento apropiada, mejorará la seguridad, confiabilidad y calidad de los servicios energéticos.
Para su producción, se estima duplicar la capacidad instalada de generación eléctrica al 2030 e incrementarla en un factor de 4 a 7 al 2050.

Debido al gran potencial energético con el que cuenta el país se han hecho evidentes las ventajas del hidrógeno y su flexibilidad para utilizarlo en combustible para transporte y plantas de electricidad, en la industria, insumo para fertilizantes, refinerías, plásticos, productos en metalúrgica, alimentos, acero, vidrios y en un potencial producto de exportación.

El Gobierno Nacional a través del Ministerio de Energía y Minas, impulsa el uso eficiente de los recursos naturales para garantizar a todos los ecuatorianos energía limpia, confiable, segura y justa, y ratifica su compromiso con Acuerdos Internacionales al fomentar mediante acciones concretas la descarbonización de la economía y su lucha contra el cambio climático.

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Joel Santos, ministro de la Presidencia, juramentó al señor Sergio Antonio Grullón Estrella como miembro del Consejo de la Superintendencia de Electricidad (SIE). Esta designación se realizó mediante el decreto número 268-23.

El acto, que se llevó a cabo en el Palacio Nacional, contó con la presencia de Andrés Astacio, superintendente de Electricidad y Aura Caraballo, miembro del Consejo SIE.

Durante la ceremonia, el ministro Santos juramentó al señor Grullón Estrella resaltando su experiencia en el sector eléctrico y su compromiso con el desarrollo sostenible del país. Asimismo, expresó su confianza en que el nuevo miembro del Consejo de la SIE desempeñará sus funciones con integridad y dedicación, contribuyendo al fortalecimiento del sistema eléctrico dominicano.

Adicionalmente, expresó que las responsabilidades que tendrá a su cargo son fundamentales, ya que el Consejo de la SIE, debe velar por el adecuado funcionamiento del sector eléctrico, buscando siempre el bienestar de los consumidores, el desarrollo sostenible y la eficiencia energética.

Tras la juramentación, Grullón Estrella, agradeció al presidente de la República, Luis Abinader, por su designación, al tiempo que aseguró que está en la disposición de colaborar intensamente para enfrentar, de la mejor manera, los desafíos que se presenten.

Sergio Antonio Grullón Estrella cuenta con más de 35 años de experiencia en el sector público y privado de la República Dominicana. Entre sus principales funciones como titular del Ministerio de la Presidencia de la República Dominicana, se destaca la de conocer, en representación del Poder Ejecutivo, todos los aspectos relacionados a las comisiones de energía, teniendo bajo su cargo analizar las propuestas y proyectos de la normativa legal y reglamentaria, así como la adopción de políticas y normas para el buen funcionamiento y desarrollo del sector energía.

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BID Invest y Scotiabank Panamá han otorgado un préstamo de US$100 millones a ENSA Grupo EPM (Elektra Noreste S.A.), empresa distribuidora de energía del noreste de Panamá, para aumentar el acceso a la electricidad especialmente a las comunidades que carecen de este servicio en zonas rurales.

El paquete financiero incluye US$50 millones de BID Invest y US$50 millones de Scotiabank Panamá. El proyecto, que servirá para respaldar el plan de inversión destinado a modernizar y ampliar las redes eléctricas en la zona de concesión de ENSA, se ha firmado en el marco de PPP Américas, evento bianual de discusión sobre Asociaciones Público – Privadas más importante de América Latina y el Caribe. La firma contó con la participación de Jordan Schwartz, Vicepresidente Ejecutivo del Grupo BID, Tomás Bermúdez, Representante en Panamá del BID; Jorge Carrillo, Gerente General de Grupo EPM, Daniel Arango Ángel, Presidente Ejecutivo de ENSA Grupo EPM y Soledad Rovira, Gerente General de Scotiabank Panamá.

El proyecto mejorará y ampliará los servicios eléctricos a las zonas rurales y urbanas del área de concesión de ENSA, beneficiando a más de 35.000 usuarios de los cuales cerca de 5.000 carecen de acceso a electricidad. En este sentido, Jordan Schwartz, Vicepresidente Ejecutivo del Grupo BID, destacó que «apoyar el desarrollo de servicios de infraestructura y aumentar el servicio eléctrico, principalmente en comunidades rurales y población vulnerable, forma parte del compromiso de BID Invest de escalar el impacto en la región mediante la movilización de recursos privados y en alianza con socios que comparten la meta de desarrollar proyectos que mejoren la calidad de vida de las personas».

Asimismo, el proyecto apoyará a ENSA en la digitalización de su red eléctrica incorporando nuevas tecnologías que permitirán a la compañía lograr una red de distribución más eficiente y el despliegue de medidores inteligentes y de prepago.

Al respecto, Daniel Arango Ángel, Presidente Ejecutivo de ENSA señaló que, “este financiamiento tiene como principal objetivo continuar con la ejecución de nuestro robusto plan de inversiones que se enfoca en llevar el servicio de luz eléctrica a las comunidades más apartadas dentro de nuestra área de concesión y continuar avanzando con el plan de iluminación pública, ampliar la red de medidores inteligentes y prepago, además, de otras acciones que tienen el firme propósito de seguir garantizando un servicio de calidad a todos nuestros clientes”.

Soledad Rovira, Gerente General de Scotiabank, recalcó la importancia de poder formar parte de una iniciativa social y sostenible que traerá grandes beneficios a la población en cuanto al acceso a servicios básicos y mejoramiento en la calidad de vida. “Este acuerdo es un ejemplo del enfoque sostenible que tiene el banco y que nos hizo merecedores este año de 5 reconocimientos de la revista Global Finance por nuestra destacada participación en financiamientos y emisión de bonos sostenibles. Es motivo de orgullo poner al alcance de nuestros clientes herramientas y soluciones financieras que faciliten sus proyectos y que nos permiten evidenciar nuestro compromiso con el desarrollo de Panamá”.

Además, BID Invest brindará servicios de asesoría técnica para reforzar la estrategia de igualdad de género de ENSA, estableciendo acciones novedosas que adopten y promuevan aún más las prácticas de inclusión en su fuerza laboral. Asimismo, el proyecto apoyará a incorporar una perspectiva de género en el trabajo de ENSA con las comunidades, particularmente en el momento de implementar nuevos proyectos de electrificación y nuevas conexiones.

Se espera que la operación contribuya en cinco Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de las Naciones Unidas: Energía asequible y no contaminante (ODS 7), Trabajo decente y crecimiento económico (ODS 8), Industria, innovación e infraestructura (ODS 9), Acción por el clima (ODS 13) y Alianzas para lograr los objetivos (ODS 17).

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Tras casi dos semanas de retraso con respecto a la fecha de adjudicación prevista en el pliego de bases y condiciones, la Secretaría de Energía de la Nación firmó la adjudicación de la licitación de renovables y almacenamiento denominada RenMDI. 

Energía Estratégica accedió a la resolución antes que se publique en el Boletín Oficial de la República Argentina y a continuación trae quiénes serían los grandes ganadores de la primera convocatoria de renovables tras más de cinco años desde la última ronda del Programa RenovAr. 

El renglón N° 1, orientado a reemplazar generación forzada, finalmente tendrá 46 proyectos adjudicados por 514,08 MW a lo largo de las 6 regiones, repartidos entre 18 compañías, mientras que el precio medio de esta sección de la subasta se mantuvo en  USD 73,826 MWh.

Es decir que se superará el límite de 500 MW, ya que el pliego permitía que la potencia requerida por punto de entrega y/o corredor/red establecido en el Anexo 3 pueda incrementarse en hasta un 20%. 

Y tal como anticipó este portal de noticias semanas atrás, las firmas Energías Renovables Las Lomas SAU y Coral Consultoría serían las dos grandes adjudicatarias de este primer segmento, ya que sumaron 11 y 8 propuestas cada una, por 127 MW y 110 MW de capacidad, respectivamente.

Mientras que peldaños más abajo se ubicaron 360Energy (3 parques por 51,5 MW), Windearth Patagonia (3 plantas solares por 49,52 MW), Parque Eólico Arauco (3 proyectos por 23 MW), Genneia (2 centrales FV por 40 MW) e Industrias Juan F. Secco (2 ofertas fotovoltaicos por 27 MW), entre otras entidades. 

VER DETALLE ADJUDICACIÓN RENGLÓN N°1

Por otra parte, la Secretaría de Energía de la Nación confirmó 52 emprendimientos asignados por 119,6 MW de los 120 MW disponibles en el segmento de la licitación RenMDI que estaba destinado a diversificar la matriz energética. 

Es decir que resultaron ganadores la mayoría de las ofertas presentadas en el renglón N° 2 (únicamente quedaron fuera 5 centrales presentadas en ese segmento) y otras 5 plantas bioenergética, considerando que como estos últimos no fueron designadas en el renglón N° 1, podían competir en este segundo segmento. 

El monto medio de tales parques renovables es de USD 153,817 MWh y los mismo se reparten de la siguiente manera: 

Biogás: 24 centrales – 29,86 MW – USD 186,02 MWh
Biomasa: 7 parques – 39 MW – USD 144,204 MWh
RSU: 2 plantas – 13,2 MW – USD 157,5 MWh
PAH: 19 proyectos – 37,51 MW – USD 116,234 MWh

VER DETALLE ADJUDICACIÓN RENGLÓN N°2

¿Cómo sigue el proceso? La firma de contratos se llevará a cabo en el lapso de las próximas dos semanas, mientras que los proyectos renovables ganadores del renglón N°1 de la licitación deberán alcanzar la fecha de habilitación comercial a los 3 años desde la firma del contrato con CAMMESA, en tanto que los asignados bajo la etapa destinada a diversificar la matriz, tendrán un año más para lograr la COD. 

La entrada Ganadores de la licitación RenMDI Argentina: en exclusiva el detalle de los casi 100 proyectos renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

Irene Vélez Torres comunicó su renuncia como ministra de Minas y Energía de Colombia. En el texto difundido en sus redes sociales detalla 35 puntos defendiendo su gestión (ver al pie) y culmina con el motivo de su salida del gobierno.

«Hoy, aunque la tarea no la damos por culminada, con profundo respeto por la institucionalidad decido apartarme del cargo de Ministra para evitar que las investigaciones en mi contra interfieran con la ejecución del programa del Gobierno. Estaré siempre presta a responder a las autoridades cuando así lo requieran», expresó.

En los últimos días, Irene Vélez Torres ha estado en boca de todos porque trascendieron irregularidades que derivaron denuncias e investigaciones por posible tráfico de influencias.

“Presuntamente la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez Torres, se habría valido de su cargo para influir ante un agente de Migración Colombia, con el fin de que facilitará la salida del país de su hijo menor de edad, pese a no contar con el permiso exigido por la ley”, señala el auto de apertura de indagación en la Procuraduría General de la Nación.

Adicionalmente, el esposo de Irene Vélez Torres, Sjoerd van Grootheest, fue señalado la semana pasada por polémicas en la firma de un contrato millonario para ejecutar la estrategia de comunicación del Fondo Colombia en Paz, vehículo financiero para la implementación del Acuerdo de Paz, creado como patrimonio autónomo del Departamento Administrativo de Presidencia de La República (DAPRE).

Al respecto, Irene Vélez Torres, también se pronunció mediante un hilo de twitter, publicado el pasado martes 11 de julio, comunicando:

«Debo aclarar que no hay ninguna irregularidad, ilegalidad o conflicto de intereses en cuanto al proceso contractual y actividades que adelanta mi esposo 🧵
Sobre el documento ‘declaración de bienes y conflictos de interés’ publicado por la función pública, hubo un error de digitación durante la última actualización y ya fue corregido 🧵
Las actividades que ejerce mi esposo no son nuevas, las ejecuta desde hace años y su trabajo es reconocido. No hay ninguna relación entre sus actividades y mis funciones. Como cualquier familia en 🇨🇴 trabajamos por la sostenibilidad de nuestros hijos y los gastos del hogar»

De allí que, su renuncia haya sido considerada como “inminente” por varios medios de noticias locales e internacionales en estos primeros días de la semana.

Este anuncio se dio en Colombia, mientras la agenda presidencial continúa en Europa en el marco de la III Cumbre de Jefes de Estado y de Gobierno de la CELAC-UE en la cual Colombia asumió la próxima presidencia de la Comunidad de Estados Latinoamericanos y Caribeños (CELAC) para la realización de su próxima cumbre con la Unión Europea en Bogotá en el 2025.

Horas antes, en redes sociales del presidente Gustavo Petro también se realizaron algunas publicaciones que resultan clave para el futuro energético del mercado colombiano. Entre ellas que el presidente Petro avanzó con nuevas alianzas con sus pares europeos para impulsar más energías renovables. En tal sentido, acordó con el primer ministro de Portugal Antonio Costa una Hoja de Ruta para la producción de energías limpias y alianza para enfrentar el cambio climático y se declaró a favor de la descarbonización de las economías y dar respuesta al cambio climático.

“Si no hay una articulación de poderes públicos; si no hay una planificación de esos poderes públicos, no puede haber una transición hacia la economía descarbonizada en la magnitud que se requiere para salvar la vida en el planeta”, dijo Petro.

«¿Por qué no creamos los mecanismos de planificación?, ¿por qué no cambiamos el sistema financiero mundial, que no está hecho para planificar una transición hacia una economía descarbonizada?», dijo Petro.

La entrada En defensa de su gestión, Irene Vélez se aparta de su cargo como ministra de Minas y Energía se publicó primero en Energía Estratégica.

El gobierno de Argentina anunció el primer ganador de la licitación de renovables y almacenamiento denominada RenMDI, tras casi dos semanas de retraso con respecto a la fecha de adjudicación prevista. 

Según trascendió en redes sociales luego de la reunión entre el ministro de Economía de la Nación, Sergio Massa, la secretaria de Energía, Flavia Royón, y el diputado nacional y candidato a intendente de Tandil, Rogelio Iparraguirre, todo indica que ya se confirmó la inversión para el proyecto “Biogás RSU UPyM Tandil USICOM”, ofertado por la Usina de Tandil.

Asimismo, esta información llegó a pesar que todavía resta el anuncio de todas las asignaciones en el Boletín Oficial de la República Argentina (BORA) y su correspondiente publicación en la web de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA).

Y si bien se adelantó en redes sociales del diputado nacional que dicha central se enmarca dentro del pasado Programa RenovAr, desde la Usina de Tandil le aseguraron a Energía Estratégica que, en realidad, el proyecto fue presentado a la licitación RenMDI. 

“Esto es una excelente noticia y una gran oportunidad para nuestra ciudad, ya que CAMMESA se compromete a pagarle a la Usina un monto superior por la generación de energía, en comparación a lo que se paga en promedio cuando la planta de biogás esté lista”, señaló Iparraguirre en su cuenta de Twitter. 

La planta de biogás de 1 MW de capacidad por parte de la Usina de Tandil de fue una de las 25 ofertas de BG para el renglón N°2 (destinado a diversificar la matriz energética nacional), puntualmente a un precio de USD 188 MWh (factor de mayoración de 1,113), es decir levemente superior al promedio (USD 186,41 MWh) de esa misma tecnología en ese segmento de la licitación. 

La inversión prevista para el avance de la misma rondará entre 9 y 10 millones de dólares, los cuales serán destinados a la construcción de la planta de biogás y una de separación mecánica de residuos que permita abastecer a la propia central de generación renovable. 

Además, dicho proyecto utilizaría tanto residuos urbanos como industriales y se estima que, una vez entre en operación comercial, podrá abastecer la demanda de entre 3500 y 4000 domicilios de Tandil. 

¿Qué pasa con el resto de las adjudicaciones? 

Tal como adelantó este portal de noticias, fuentes cercanas del gobierno sostuvieron que la demora se debe a la publicación de otras resoluciones de la cartera energética y gestiones con proyectos que no resulten asignados.

Pero a su vez brindaron tranquilidad para el sector e informaron que “la adjudicación ya se encuentra en el circuito de firmas”, y se espera que el próximo jueves 20 de julio se publique en el Boletín Oficial. 

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Después de un proceso de actualización y verificación de dos meses, la base de fabricación de Astronergy Jiangsu Yancheng (base de Yancheng) obtuvo la primera certificación de fábrica de cero emisiones de carbono de la industria fotovoltaica del mundo de TÜV Rheinland el 17 de julio, marcando una señal más de las prácticas de Astronergy para un mundo más verde.

De acuerdo con la verificación de TÜV Rheinland, Yancheng Base obtuvo una calificación de tres estrellas y obtuvo con éxito el Certificado Zero Carbon Factory (Tipo 1), que es reconocido por la Asociación de Conservación de Energía de China.

Para mejorar más fábricas con cero emisiones de carbono, a principios de junio, Astronergy ha llegado a una cooperación con TÜV Rheinland, que es una de las unidades participantes del primer estándar global y reglas de evaluación de construcción de fábricas con cero emisiones de carbono cuantificables y completas: la ‘Especificación de Evaluación de Cero -Fábrica de Carbono’ (T/CECA-G 0171-2022), y una de las primeras instituciones de servicios de evaluación y certificación de fábricas con cero emisiones de carbono.

De acuerdo con las reglas de evaluación y con la ayuda de TÜV Rheinland, para fines de 2030, Astronergy tendrá al menos siete fábricas más que logren un rendimiento integral de cero emisiones de carbono a través de medidas técnicas como la conservación de energía, la reducción de emisiones y la eliminación de carbono durante la producción. procesos de planificación y diseño, construcción, gestión y fabricación.

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DAS Solar, la marca líder en tecnología tipo N, ha creado un nuevo récord con un envío mensual de 2 GW en junio. En el nuevo mercado de la energía, el diseño estable de la base de fabricación es esencial para producir módulos fotovoltaicos de alta calidad y alta eficiencia.

DAS Solar ha posicionado estratégicamente catorce importantes bases de fabricación en China, incluidas fábricas inteligentes en Quzhou y Taizhou, la base de fabricación fotovoltaica más grande del centro de China en Jingshan y la base de fabricación fotovoltaica más grande en Guizhou, etc.

Como fabricante fotovoltaico especializado en la investigación y el desarrollo de células y módulos de alta eficiencia y proveedor de soluciones completas de sistemas de aplicaciones fotovoltaicas, DAS Solar siempre ha considerado el concepto verde y bajo en carbono como la idea central que conduce a un desarrollo de alta calidad.

DAS Solar continuará mejorando la gestión del desarrollo sostenible a través de la gobernanza, los objetivos, las estrategias y las acciones, convirtiéndose así en un defensor y practicante mundial del desarrollo sostenible en energía limpia. Este despliegue integral estimula la transformación económica verde local, ejemplifica su compromiso con los objetivos ESG y acelera el impulso global hacia los objetivos de «doble carbono».

DAS Solar se dedica a la exploración continua y la investigación rigurosa en tecnología de tipo N, superando constantemente los estándares de la industria en eficiencia de celdas y módulos. Este compromiso garantiza que DAS Solar ofrezca a los clientes globales una garantía confiable de valor óptimo a largo plazo. Además, DAS Solar mantuvo una perspectiva global, lo que le ha permitido expandir sus productos y servicios a más de 60 países y regiones en todo el mundo.

La innovación es el motor del desarrollo de DAS Solar

Las células TOPCon de tipo N de DAS Solar alcanzan una eficiencia de conversión media superior al 25,6 % en la producción en masa. La eficiencia del laboratorio ha superado el 26,24%, estableciendo un nuevo récord mundial con una tensión de circuito abierto de 730mV. La potencia máxima del módulo tipo N puede alcanzar los 640 W, mientras que su eficiencia de conversión alcanza un alto nivel del 23 %.

Además, DAS Solar ha establecido estratégicamente cinco caminos tecnológicos: TOPCon 4.0, TBC, CSPC, TSiP y SFOS. Además, DAS Solar colaborará con el Centro de Investigación Fotovoltaica Avanzada de la Universidad de Nueva Gales del Sur, una institución de investigación fotovoltaica internacional líder, dirigida por el equipo del profesor Martin Green, para iniciar conjuntamente el desarrollo de células solares de ultra alta eficiencia SFOS con un eficiencia superior al 35%.

El núcleo de la celda SFOS se basa en la eficiente celda de silicio de DAS Solar como plataforma. Un nuevo material de película delgada de fotoconversión con características de fisión singlete se superpone a la superficie de la célula, lo que permite un proceso de multiplicación de excitones. Este proceso aumenta la eficiencia cuántica de la celda solar a más del 100%. La celda SFOS tiene una eficiencia máxima teórica que puede superar el 40%.

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Ante el auge del nearshoring, la profesionalización del sector de las energías renovables se ha vuelto una necesidad inminente para impulsar la industria.

En primer lugar, se mejora la calidad y eficiencia de los proyectos de energía limpia, lo que a su vez aumenta la confianza de los inversores y reduce los riesgos asociados. Además, se fomenta la creación de empleo y se promueve el desarrollo económico local a medida que las empresas invierten en la formación y contratación de profesionales locales.

Bajo esta premisa, el Consejo Nacional de Normalización y Certificación de Competencias Laborales (CONOCER) coordina y promueve la capacitación para que México cuente con cada vez más empresarios, trabajadores, docentes, estudiantes y servidores públicos más especializados.

Con ese propósito, el organismo tiene sus centros evaluadores, es decir, establecimientos físicos en el cuales se realizan valoraciones en base a los Estándares de Competencia.

Por su alta trayectoria y reconocimiento, Consultoría G2H fue autorizada como centro evaluador del Consejo por lo que la compañía mexicana deberá realizar acciones para respaldar el conocimiento, habilidades y competencias del personal.

En conversaciones con Energía Estratégica, Guillermo Gómez , CEO Consultoría G2H, destaca: “Todavía resta definir los estándares en los que trabajaremos. No obstante, nos enfocaremos en la profesionalización de instaladores fotovoltaicos y en el aprovechamiento de biomasa”.

“Esta designación nos permite homologar criterios que brinden certidumbre sobre la capacitación de los usuarios. Para ello, trabajaremos en conjunto con diversas asociaciones para poder desarrollar estos estándares específicos”, agrega.

Actualmente, la compañía brinda consultoría y asesoramiento en el cumplimiento técnico regulatorio a través de la vinculación con distintas organizaciones del sector como la Asociación Méxicana de Hidrógeno y REDMEREE.

En este nuevo desafío, sus funciones serán: proporcionar un proceso transparente, objetivo e imparcial; evaluar formalmente los conocimientos de las personas; aumentar el nivel profesional en México; dar información oportuna sobre los Estándares de Competencia del RENEC.

“Tras la evaluación, una vez que se avala que el personal tiene el conocimiento suficiente en el estándar designado, se le emite un certificado que comprueba su destreza y habilidad”, explica.

“Estas iniciativas nacen de los tratados internacionales como el de Canadá y México para garantizar la mano de obra calificada. Esto seguirá detonando a efectos del nearshoring porque son estándares establecidos, por la industria, academia y Gobierno”, concluye. 

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió la Resolución Exenta N°292, que aprueba el término anticipado por fuerza mayor de los contratos de suministro de Huemul Energía SpA, filial del Grupo Mainstream Renewable Power, respaldados por el proyecto eólico Ckani.

Dichos contratos de suministro, adjudicados en virtud del proceso licitatorio 2015/01 en agosto de 2016, iniciaron el suministro de energía el 1 de octubre de 2021, por una cantidad de 374 GWh/año a un precio actual de 52,1 USD/MWh, y debían ser respaldados por el proyecto eólico Ckani, de 109 MW de capacidad instalada, ubicado en la región de Antofagasta.

Motivos

De acuerdo con lo informado en la Resolución, el proyecto Ckani enfrentó graves dificultades para completar su construcción, debido a que se verificó el hallazgo de una serie de restos arqueológicos que habrían sido parte de un importante centro ceremonial prehispánico, denominado sitio “Ckonatur Marka”, resultando en la paralización total de las obras de construcción por parte del Consejo de Monumentos Nacionales. 

Es así como, debido a la imposibilidad de concretar el proyecto que respalda el contrato de suministro en las condiciones comprometidas, Huemul y las empresas distribuidoras solicitaron a la CNE el término anticipado por razones de fuerza mayor, según lo establecido en el artículo 45 del Código Civil y de las condiciones establecidas en los respectivos contratos de suministro.

Luego de analizar detalladamente los antecedentes particulares del caso, considerando la magnitud del hallazgo, su importancia arqueológica, el impacto en el desarrollo del proyecto, y el cumplimiento de las obligaciones contractuales por parte de Huemul, la CNE accedió a la solicitud en orden a autorizar que dicho hallazgo constituye un evento de fuerza mayor excepcional que habilita el término anticipado de los contratos.

El Secretario Ejecutivo de la CNE, Marco Antonio Mancilla, indicó que “el término anticipado de contratos de suministro es una evaluación que la CNE realiza caso a caso, con equipos que han analizado en profundidad las circunstancias y los elementos de análisis del caso particular en el que se encontraba el proyecto Ckani, llegando al convencimiento de que ameritaba aprobar el término anticipado de los contratos de suministro. Con todo, dicho término no compromete la seguridad de suministro a los clientes regulados, al existir holgura suficiente de contratación en el sistema para suplir el suministro requerido”.

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“Transformando Escuelas” se denomina el proyecto piloto desarrollado por la empresa Colbún, que busca apoyar a establecimientos educacionales rurales en las zonas en que se encuentra presente la compañía, con el objetivo de contribuir a su transformación a través de soluciones sostenibles e innovadoras que den respuesta a necesidades reales.

La iniciativa beneficiará en una primera etapa a la escuela Río Colorado de la comuna de San Esteban y a la escuela Abel Guerrero de la localidad de San Pedro, en la comuna de Quillota, mediante la búsqueda de soluciones en materia de eficiencia hídrica, confort térmico y energía.

Para ello, y junto a Fundación Colbún, la Consultora Ennomotive y Fundación Desafío Levantemos Chile, se efectuará un desafío de innovación social abierta desde el 12 de julio hasta el 28 de agosto de este año, con la finalidad de encontrar propuestas novedosas y sostenibles que den respuestas a las principales problemáticas de ambas escuelas, como es la interrupción en el suministro de agua de uso diario y las bajas temperaturas en las aulas, brindando la oportunidad de introducir energías renovables.

“En Colbún estamos buscando generar innovación social en temas de energía y agua para las escuelas rurales de nuestros territorios.  En este contexto, hemos tomado contacto con 2 escuelas cercanas a nuestras operaciones en la Región de Valparaíso para, en conjunto con ellas, buscar soluciones a necesidades reales en el ámbito de la sostenibilidad, que mejoren las condiciones en que estas escuelas imparten educación.  Confiamos en que existirá mucha participación en el diálogo con estas escuelas para poder mejorar de manera eficiente la calidad de vida de ambas comunidades escolares”, sostuvo el gerente de Asuntos Corporativos de Colbún, Pedro Vial.

Por su parte, Pablo Díaz, director de la Escuela Abel Guerrero, señaló que “hemos tenido dos reuniones para identificar los desafíos que estas soluciones podrían abordar en la escuela como, por ejemplo, la aislación de espacios o calefacción, sobre todo hoy que nos encontramos en invierno».

«Es esencial contar con estos proyectos para llevar a cabo cambios efectivos dentro de la escuela, según las necesidades que existan, y la innovación juega un papel fundamental. Esperamos todo se desarrolle de manera positiva para poder brindar una mejor calidad de vida a nuestros estudiantes y al personal; así como también entregar un mejor servicio educacional, lo que es, a grandes rasgos, el propósito de este proyecto», agregó.

En tanto, el director de la Escuela Río Colorado, Johnny Boisleve, explicó que “participar en el programa es una aporte real para el correcto funcionamiento de las clases y el desarrollo educativo de los niños.  Es una alegría enorme, ya que levantamos algunas necesidades que tenemos en nuestro establecimiento.

La primera es diseñar un sistema que asegure disponer de agua constante, ya que muchas veces el suministro es interrumpido debido a que pertenecemos a un APR (Sistema de Agua Potable Rural) y, por emergencias o cortes del sistema, las clases son interrumpidas. El segundo foco es el confort térmico, ya que somos de un sector cordillerano donde hay bajas temperaturas y existen salas con un subsuelo que crea bastante humedad y tenemos que interrumpir la clase o calefaccionar el sector para poder retomar la normalidad”.

La participación en el desafío de innovación está abierta a profesionales y empresas, centros tecnológicos, start-ups, ingenieros o académicos a nivel nacional e internacional, de forma individual o en equipos. La iniciativa ofrecerá hasta 15.000 USD en total para premios a las soluciones ganadoras.

Cabe destacar que el proyecto “Transformando escuelas” de Colbún, junto a Fundación Colbún, también busca contribuir con soluciones sostenibles en otros establecimientos educacionales del país, incluyendo además la capacitación a las comunidades escolares para desarrollar y mantener conductas sostenibles.

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La cancelaciones de permisos de proyectos renovables por parte de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) han provocado que la actividad renovable a gran escala en México se encuentre en stand by y el estado de Quintana Roo no es la excepción.

A pesar de que el auge del nearshoring y la fuerte demanda energética que presenta la región por su afluencia turística hace crecer el interés de las empresas por invertir en estos desarrollos, muchos de estos han quedado suspendidos a la espera de un cambio en la agenda política nacional.

En diálogo con Energía Estratégica, Efrain Villanueva, ex secretario de Ecología y Medioambiente de Quintana Roo advierte: “Los proyectos de mayor escala desafortunadamente no han crecido. Hay aproximadamente 500 MW renovables frenados en estado por la falta de permisos”

“Sería extraordinario poder inyectar esa energía al estado porque solo generamos entre un 3% a un 5 % de todo lo que consumimos. El resto lo importamos de otras partes del país como Yucatán. Para la entidad federativa, utilizar esa electricidad es muy caro y muy poco sustentable”, agrega.

De acuerdo al ex funcionario, el gobierno local recibió manifestaciones de varias empresas interesadas en aprovechar el potencial eólico por ejemplo de la Isla de Cozumel y en otras regiones en el norte del estado. 

“Había proyectos en construcción de 170 MW eólicos en el norte;  70 MW en la Isla de Cozumel y de 30 a 50 MW solares en otras regiones del Estado. Pero esos desarrollos necesariamente tenían que transitar por los permisos federales y ahí es donde se atoraron”, explica.

Según Villanueva, no hubo forma de lograr que la CFE y el CENACE los apoyen, ni que la CRE los apruebe por lo que quedaron pendientes. Ante la negativa de solicitudes, muchos de los inversionistas dejaron de tener interés y se llevaron el capital a otros sitios.

En este sentido, el experto reconoce que está situación no solo ocurre en Quintana Roo sino también en el resto del país. En efecto, considera al Plan Sonora ubicado en Puerto Peñasco como el único proyecto renovable a gran escala que se ha realizado en lo que va del sexenio.

“El Plan Sonora puede ser la primera muestra del Gobierno Nacional por apostar más a las energías renovables. Aunque es bueno que se esté haciendo esta inversión por el alto potencial de radiación de esa región, también hay buenas posibilidades en otras zonas como Yucatán”, sugiere.

“Visión y oportunidades han existido desde siempre en México solo habrá que ser consecuentes con ello e identificar con mucha precisión dónde se puede y se debe realizar esfuerzos para la generación renovable y qué es lo que hay que hacer para ello”, añade.

Para el especialista es fundamental mejorar las redes de transmisión para poder desalojar esa energía en otros sitios porque hay mucho potencial, tecnologías y capital para invertir.

“El potencial existe pero el impedimento es la agenda política. Una regulación que priorice la eficiencia energética puede ayudar muchísimo para cumplir con los compromisos internacionales que tenemos de reducir nuestras emisiones”, concluye.

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República Dominicana se está perfilando como un verdadero centro de comercio para componentes competitivos de energías renovables en Latinoamérica. Gracias a su régimen logístico aduanero y los esfuerzos de las autoridades en mejorar la infraestructura y agilizar los procesos, el país se posiciona como un destino atractivo para inversiones en este sector.

La experiencia y especialización de National Freight Service (NFS) en la gestión del transporte y logística de proyectos energéticos ha venido demostrando que contribuye a acortar los plazos y minimizar los obstáculos burocráticos en este mercado.

«Hemos manejado en República Dominicana ya 1 GW de carga acumulado en más de 20 proyectos de energía y tenemos la experiencia en todos los pasos que hay que hacer. Ahí podemos acortar mucho los plazos y los que son 10 días hábiles que es lo que presentan que se convierten en 15-20 días, nosotros somos capaces de rebajarlo a 5-10 mediante solicitudes de concesiones especiales a las autoridades y demás», declaró Adolfo Rudeke, CEO de NFS.

Desde la perspectiva del referente de NFS, la clave está en ser inteligentes, hábiles y en especializarse, no sólo para ser un aliado estratégico para la importación de productos en el mercado dominicano sino también para lograr la mayor competitividad de los componentes a ingresar en este y otros mercados.

Durante su participación en el evento de Future Energy Summit en España, Adolfo Rudeke, CEO de NFS, resaltó las ventajas y oportunidades que este país caribeño ofrece en términos de logística y regulaciones que podrían permitirle ser un hub para toda Latinoamérica.

Una de las principales fortalezas que destaca Adolfo Rudeke es el desarrollo de un régimen logístico aduanero que permite mantener inventarios internacionales en el país, como una zona de libre comercio. Esto facilita la conexión de los inventarios con el resto de Latinoamérica, permitiendo que estén en tránsito sin necesidad de que la empresa titular y el producto estén registrados en República Dominicana.

Y, para aumentar su competitividad es que este referente del mercado recomendó que luego el componente sea nacionalizado en nombre del consignatario, quien podría ser elegible para beneficiarse de los incentivos de energías renovables.

En cuanto a la logística, Adolfo Rudeke además señaló que se ha mejorado significativamente, con disponibilidad de barcos y contenedores que se han regularizado después de los desafíos experimentados durante la pandemia. Lo que ha abierto nuevas oportunidades de alianzas estratégicas a nivel internacional.

En este sentido, Rudeke reveló que NFS ha establecido una alianza especial con Grupo Intermodal Forwarding en España para optimizar la fluidez de los documentos y asegurar que todo esté alineado y declarado correctamente, evitando contratiempos en el proceso.

Y es que, uno de los desafíos más importantes que se presentan a la hora de realizar tareas de transporte y logística son los tiempos y procesos vinculados a las legislaciones y regulaciones para obtener los incentivos fiscales en algunos países.

República Dominicana, por ejemplo, cuenta con la Ley 5707 que exonera de impuestos los componentes principales de generación, interconexión y transformación de la energía renovable. Sin embargo, obtener estas exoneraciones no es un proceso automático. Requiere presentar una solicitud, someterla a revisión e inspección, lo que puede generar cuellos de botella en los puertos.

Para aquellos productos que no califican para la exoneración, Adolfo Rudeke, CEO de NFS,  observó en este país continúan las oportunidades ya que también cuenta con tratados de libre comercio con Europa y, aunque esto no aplique a países de Asia, se han regularizado las ofertas de tránsito y mejorado las condiciones desde países con gran industria renovable como China.

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Los buenos vientos dieron la bienvenida al segundo semestre de 2023. Solo en los primeros cuatro días de julio, la producción eólica registró tasas sin precedentes en el país, señalan datos del Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS), vinculado al Ministerio de Minas y Energía . Entre ellos se encuentra el mayor monto en generación instantánea y promedio en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) de 2023. En el primer caso, se registró la producción de 19.720 Megavatios (MW), a las 22:55 horas del 4 de julio. La cifra representa el 27,8% de la demanda en ese minuto de carga nacional, más de la cuarta parte de la carga del SIN.

La generación eólica promedio en el SIN también alcanzó un porcentaje inédito en el año, con una generación de 17.110 MW, lo que representa el 24,3% de la demanda del SIN. El subsistema más destacado fue el Nordeste, que alcanzó récords consecutivos en generación eólica instantánea: a las 23:59 horas del 3 de julio alcanzó los 17.135 MW, en menos de 24 horas alcanzó la cota de 18.401 MW, lo que representó el 149,1% del subsistema demanda. Es decir, en estos momentos todo el submercado podría ser atendido con la carga generada por la fuente eólica con excedente.

El Ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, celebró este destaque de las energías renovables en el país, lo que no hace más que reforzar el compromiso del gobierno brasileño, bajo la dirección del Presidente Lula da Silva. “La región tiene el potencial natural para convertirse en la gran fuente de energías limpias y renovables del mundo. Estamos trabajando para fortalecer los marcos legales y normativos; atraer inversiones para generar energías renovables y desarrollo, así como oportunidades que beneficien a nuestra población”, dijo el ministro.

Otro destaque de estas primeras jornadas fue que a las 12:00 horas del martes (04/07) las fuentes eólica y solar, en conjunto, fueron responsables del 45% de la generación eléctrica en todo el país. La generación solar llegó a 18.528 Megavatios (MW) y la eólica a 14.818 MW, según datos del ONS. La demanda fue de 73.096 MW en el SIN.

La temporada de viento dura hasta septiembre.

Según el ONS, la buena temporada de vientos fuente, consecuentemente el aumento de la intensidad eólica en diferentes regiones de Brasil, deberá continuar hasta septiembre de 2023. Con eso, se espera una participación de esa fuente en la matriz eléctrica del SIN.

Crecimiento de las renovables en 2023

Desde principios de año, la participación de las energías renovables en la generación de energía eléctrica en Brasil ha ganado cada vez más evidencia. Según datos de junio de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel), vinculada al MME, Brasil cerró el primer semestre de 2023 con un aumento de 5,1 gigavatios (GW) en la capacidad instalada de generación eléctrica. De estos, 2,3 GW (44,53% del total) proceden de la eólica y 2,2 GW (42,76%) de la solar. Un total de 121,5 MW (2,36%) provienen de pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH) y 11,4 MW (0,22%) de tres centrales hidroeléctricas. Sólo 521,4 MW (10,13%) provinieron de plantas termoeléctricas.

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Ecuador tiene un gran potencial para la generación distribuida de energía debido a sus prometedores recursos renovables, ubicación geográfica privilegiada y su ley de incentivos para que más usuarios generen su propia energía.

Conscientes de esos atributos, J3M compañía nacional dedicada al autoconsumo revela el número de proyectos que tienen en cartera y sugiere actualizaciones en el marco regulatorio para superar las barreras existentes e impulsar la industria renovable a través de este segmento.

“El objetivo para el 2023 es instalar 200 proyectos que aúnan eficiencia energética y generación solar aislada e interconectada a la red. Ya llevamos instalados 165 proyectos que suman alrededor de 2 MW de potencia”, explica a Energía Estratégica, Juan Jose Del Valle Gasanz, director ejecutivo de la compañía.

“Si bien instalamos generación distribuida al sector comercial e industrial estamos más enfocados en el sector residencial. Eso tiene que ver con nuestro propósito social, para nosotros es muy importante la democratización de energías renovables”, agrega.

En este sentido, la empresa tiene como meta acelerar la acción climática y sus líneas de negocio son la eficiencia energética y generación de energía limpia a través de sistemas fotovoltaicos.

De acuerdo al análisis de la compañía, aproximadamente existen 30 mil hogares con un consumo de energía superior a los 100 dólares al mes en la factura que podrían acoger la tecnología solar fotovoltaica.

“En los últimos años, solo se han hecho 500 instalaciones en Ecuador, lo cual es un número muy pequeño. Podríamos llegar a ejecutar en los próximos años hasta 29.500 instalaciones y que más familias generen su propia energía”, añade.

Las principales barreras para el desarrollo de renovables en el país

A pesar del potencial de crecimiento que existe en Ecuador para el desarrollo de proyectos de generación distribuida,  Gasanz detalla algunos de los desafíos que existen y propone acciones que ayuden a desplegar la industria.

“Tenemos un límite de 1 MW de potencia para instalaciones industriales y 300 kW para instalaciones residenciales. La regulación es estable y generosa en cuanto a incentivos. No obstante, creemos que aumentar esté límite podría ayudar a muchas empresas a apostar aún más a la generación distribuida”, explica.

Por otro lado, el experto señala que en Ecuador hay una pronunciada ineficiencia energética motivada por el bajo costo de la tarifa de luz y gas. Según los informes del Ministerio de Energía y Minas, el precio real de la electricidad está alrededor de 15 centavos de dólar. Sin embargo, las tarifas para el sector industrial rondan los 10 centavos y las del residencial van desde 9 centavos a 25 centavos.

“Ecuador es uno de los países con la energía más barata. El precio de la factura no refleja el costo real de la energía eléctrica. Eso se convierte en un desincentivo para que las personas sientan la urgencia de ser más eficientes y de generar su propia energía. Los subsidios deberían aplicarse a la gente que realmente lo necesita y cobrar un precio real al resto de la población”, comenta.

Además, Gasanz considera una dificultad para el impulso de las renovables que el Ministerio de Energía y Minas coordine la generación eléctrica del país.

“En Ecuador hace falta un Ministerio de Eficiencia Energética y Energía Renovable. Sería bueno separar la actividad de la industria fósil para avanzar mucho más rápido en la transición energética”, agrega.

Por último, sugiere impulsar la formación profesional de los instaladores para dotarlos de competencias técnicas y evitar siniestros.

“Necesitamos enseñarles a realizar instalaciones eléctricas de calidad. Muchas personas en el país que se dedican a la actividad no tienen estudios formales ni han aprendido los oficios. Notamos que hay muy baja calidad en comparación con las instalaciones de Europa lo cual desincentiva a la industria”, explica.

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La Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay insiste con la necesidad de incorporar más energía renovable en los próximos años para poder abastecer la creciente demanda energética que se avizora en el país. 

Esto se debe a que los servicios eléctricos aumentan de forma paulatina en medio de un proceso de descarbonización y segunda transformación energética de todos los sectores de la economía, aunque principalmente de los usos térmicos en los que se sustituye la utilización de la leña, gas o el supergas. 

“Esto implica que, si bien las fuentes de energía están disponibles por la incorporación de las renovables en el período anterior y otras centrales que UTE dispone, a partir del año 2026 habrá que empezar a incorporar nueva generación renovable”, aseguró Silvia Emaldi, presidenta de UTE. 

“Se deberán incorporar aproximadamente 100 MW al año para el consumo de lo que provee UTE, aunque veremos que habrá incorporación de más renovables por los proyectos de hidrógeno verde”, agregó durante un evento. 

El principal foco estará puesto en nuevos proyectos solares por sobre los aerogeneradores, debido a que la capacidad fotovoltaica operativa sólo es de 250 MW frente a los 1500 MW eólicos instalados, además que se buscará realzar la “complementariedad” entre ambas tecnologías. 

Aunque cabe recordar que todavía no se vislumbran licitaciones para emprendimientos renovables de mediana o gran escala, a pesar que desde la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER) ya insistieron en la necesidad de contar con nuevos contratos de compra – venta de energía limpia y que los los parques estén operativos en los próximos años. 

Uruguay negocia con la Unión Europea sobre cooperación en renovables e hidrógeno verde

¿Por qué? Debido a que el país volvió a importar energía eléctrica como no lo hacía desde 2009, a tal punto que a principios de año hubo momentos en los que se debió importar cerca de 1030 MW para abastecer la demanda, lo que representó casi un 80% de la potencia instantánea. 

“Sabemos que ocurrirá en algún momento y que será renovable, seguramente más fotovoltaica que eólica, pero aún no tenemos cuánto se requiere instalar, la forma de hacerlo y en qué momento”, respondió en aquel entonces Fitzgerald Cantero Piali, director nacional de Energía de Uruguay.

Total electrificación 

Uruguay está muy cerca de lograr que el 100% de su territorio esté electrificado hacia el final de la actual administración. A la fecha dicha situación alcanza cerca del 99,8% y sólo resta electrificar aquellos aproximadamente 2900 hogares que se ubican en los lugares más difíciles para llegar con el suministro. 

“Un tercio lo estará por la extensión de las redes actuales y se sumó a través de los kits fotovoltaicos. Instalaremos energías renovables a aquellos lugares que están a más de 3000 kilómetros y acompañarlos con la entrega de heladeras eficientes, luces LED y baterías correspondientes. Ya llevamos 257 hogares con kits solares y el objetivo es llegar a 1000 al final de la administración”, señaló Emaldi. 

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Argentina y la Unión Europea firmaron un memorándum de entendimiento (MdE) en energía. El objetivo del mismo es cooperar en el despliegue del hidrógeno y sus derivados, energías renovables, eficiencia energética y, también, gas natural y gas natural licuado. 

Este acuerdo prevé utilizar el H2 en procesos industriales, transporte y almacenamiento de energía, mientras que por el lado de las energías renovables, sostiene la importancia de desarrollar tecnologías “seguras y sostenibles” e identificar ideas “innovadoras” para fomentar su expansión e integración en el sistema interconectado, como también de infraestructura eléctrica que posibilite ello.

“En beneficio de nuestro crecimiento y generando empleo, podemos ser proveedores confiables en la transición hacia energías limpias y renovables”, remarcó Alberto Fernández, presidente de Argentina, a través de sus redes sociales. 

“Es un paso importante en el despliegue de la Agenda de Inversión Global Gateway de la UE y nos ayudará a lograr nuestros objetivos en materia de clima y energía”, señaló Ursula von der Leye, presidenta de la Comisión Europea. 

¿Cómo se implementará el MdE? De acuerdo al documento firmado por ambas partes, no sólo se facilitarán las inversiones necesarias para aumentar el comercio de energía entre Argentina y la Unión Europea, sino también se prevé desarrollar una hoja de ruta para lograr las aprobaciones gubernamentales y regulatorias, así como para programas de inversión y cooperación pública y privada en transición energética, hidrógeno y eficiencia energética. 

“Los Participantes se esfuerzan por desarrollar e implementar evaluaciones de impacto ambiental para proyectos de inversión en energía y apoyar la aplicación de las mejores tecnologías disponibles. Además, los Participantes enfatizan la importancia de una transición energética justa que tenga en cuenta, entre otros, los intereses de las comunidades locales”, remarca el MdE.

El lado negativo para las renovables ya que se brinda ciertos guiños al gas natural licuado como “vector en las transiciones energéticas” por sobres otras fuentes de generación, como también la formulación de un plan para la utilización “eficiente” de la infraestructura con el fin de acelerar la exportación y envío de GNL a la Unión Europea. 

Esta no sería la primera vez que se prioriza al gas natural, no sólo por propias contradicciones de Fernández, sino también por el proyecto de ley de promoción al “hidrógeno de bajas emisiones”, el cual el sector ya criticó debido a que la iniciativa del Poder Ejecutivo también contempla beneficios a la industria gasífera en lugar de sólo al H2 verde. 

Compromisos inconclusos

Durante su participación en la sesión inaugural de la Cumbre de Jefas y Jefes de Estado de la UE-CELAC en Bruselas, presidente de Argentina criticó la forma en la que se les exige a varios países de la región que adopten medidas aceleradas de transición energética, como también las complicaciones económicas y financieras para lograr avanzar con los proyectos. 

“Debemos fortalecer la colaboración en este ámbito, adoptando compromisos para mitigar las consecuencias de esta crisis y promover una transición hacia una economía sostenible y respetuosa con el medio ambiente, teniendo en cuenta el principio de las responsabilidades comunes pero diferenciadas y las respectivas capacidades nacionales”, sostuvo Alberto Fernández. 

“Europa y el norte desarrollado saben que somos acreedores ambientales, aunque nunca hemos sido tratados de ese modo. Resulta necesario que Europa y el mundo desarrollado cumpla con el compromiso asumido de proporcionar los recursos financieros necesarios que nos permitan desarrollar energías limpias y sustentables”, acentuó. 

Y cabe recordar que, en el marco de las negociaciones climáticas de la ONU, en 2009, los países desarrollados se comprometieron a transferir a los países en desarrollo 100 mil millones de dólares anuales hasta 2020 (meta ampliada a 2025 en el Acuerdo de París).

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El ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, realizó una serie de actividades en Bélgica, como parte de la gira presidencial por Europa, encabezada por el presidente Gabriel Boric, que busca seguir atrayendo inversión extranjera para el desarrollo de proyectos de energías limpias en el país.

Durante esta jornada, el secretario de Estado firmó un compromiso con el Banco Europeo de Inversiones (BEI), con el objetivo de desplegar acciones conjuntas para apoyar el proceso de transición energética que está llevando a cabo nuestro país.

“Esto habilita nuevas líneas de cooperación que debemos empezar a trabajar de aquí en adelante, pero al menos, de manera preliminar, el banco ha mostrado mucho interés en programas que son muy importante para la transición energética, como el de Mejor Escuela, que nos permite mejorar la eficiencia térmica en sectores rurales. También con programas de formación de capital humano, tanto en temas de energías renovables como en temas de hidrógeno verde”, señaló Pardow.

El secretario de Estado, también destacó el carácter que ha tenido esta gira, donde, aseguró, ha quedado de manifiesto el interés de otros países por desarrollar inversiones en Chile: “Esta ha sido una gira muy marcada por el impulso a las energías limpias y a la transición energética, y lo que he visto, tanto de parte de los gobiernos europeos, como del sector privado, es mucho interés en aumentar su participación en Chile y la firma de estos instrumentos así lo muestran”, manifestó el ministro de Energía.

La firma del acuerdo posibilitará acciones conjuntas de cooperación para el desarrollo de proyectos en ámbitos de almacenamiento de energía, hidrógeno verde y sus derivados, electromovilidad y de eficiencia energética con programas como Mejor Escuela y Ponle Energía a tu Pyme. Lo mencionado, en pos de apoyar el proceso de descarbonización de la matriz y acelerar la transición energética del país.

La concreción del convenio, donde participaron el presidente del Banco Europeo de Inversiones, Werner Hoyer; el vicepresidente de esta misma institución, Ricardo Mourinho; la Comisaria Europea para Asociaciones Internacionales, Jutta Urpilainen, y el secretario de Energía de Chile, es el fin de un proceso que comenzó en marzo de este año.

Posteriormente, el ministro Pardow acompañó al presidente Gabriel Boric a una reunión con el presidente del BID, Ilan Goldfajn. Dicha cita tuvo como finalidad seguir estrechando relaciones con la institución multilateral y fortalecer el apoyo en el proceso de transición energética que lleva a cabo nuestro país.

Recientemente, el BID aprobó un préstamo de US$400 millones para apoyar el desarrollo del hidrógeno verde y sus derivados en Chile.

En su última actividad de la jornada, el jefe de la cartera sostuvo una reunión con la ministra de Energía de Bélgica, Tinne Van der Straeten, para dar seguimiento a los acuerdos suscritos en marzo de este año y dar a conocer detalles de la Agenda de Segundo Tiempo y del Proyecto de Ley de Transición Energética, iniciativa legislativa presentada la semana pasada al Congreso.

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XM tiene como responsabilidad la planeación operativa del Sistema Interconectado Nacional -SIN-, para lo que realiza permanentemente análisis energéticos y eléctricos en horizontes de corto, mediano y largo plazo, considerando la variabilidad y comportamiento de la hidrología y demanda, disponibilidad de combustibles, los recursos de generación y redes de transmisión, entre otros, por medio de escenarios que permitan garantizar la operación segura, confiable y económica del sistema.

Durante la operación del SIN y en los más recientes análisis de la situación eléctrica de mediano plazo, se evidencia un incremento en la demanda nacional que, en ocasiones, ha superado los valores pronosticados por la UPME en su publicación de octubre de 2022. Lo anterior ha dado lugar a que en algunas zonas del país se opere la infraestructura de transmisión cerca de los límites de seguridad de la red y que, dada la cargabilidad de los equipos usados o la ocurrencia de fallas, es alta la probabilidad de no poder atender completamente la demanda de los usuarios.

“En cumplimiento de las funciones a nuestro cargo, desde XM hemos venido dando las respectivas señales a la institucionalidad sectorial y también a los agentes del mercado sobre la existencia de condiciones de riesgo para la atención segura de la demanda en algunas partes de las subáreas del país: GCM (Guajira – Cesar – Magdalena), Córdoba – Sucre y Bolívar por sobrecargas de la infraestructura y bajos voltajes en condición normal o frente a fallas en los equipos de la red; la misma condición sucede con la red que atiende la demanda del departamento de Chocó pues presenta una alta vulnerabilidad a fallas, dando lugar a desconexiones continuas de demanda.

“Ante la presencia de estas situaciones, en XM hemos tomado acciones operativas con los operadores de red que en ocasiones han permitido reducir la demanda no atendida para minimizar el alto impacto en las regiones antes mencionadas, acciones que, dado el agotamiento de la red y el crecimiento de la demanda, son insuficientes” indica Jaime Alejandro Zapata Uribe, gerente del Centro Nacional de Despacho en XM.

Las principales razones

En la Costa Atlántica se vienen presentando las siguientes situaciones:

Desde hace varios años hay un agotamiento generalizado en la capacidad de transmisión de la red; esto significa que los equipos operan muy cerca o sobre los límites máximos de operación y han llevado a que cerca del 61% de la demanda no atendida total del país se produzca en esta área, tanto por causas programadas (mantenimientos a la red) como no programadas (fallas en la infraestructura de transporte).
Cuenta con el 74% de los esquemas especiales de protección que se tienen implementados en el país para la detección de condiciones particulares indeseadas e inusuales del Sistema; estos esquemas permiten operar las redes haciendo un mayor uso de su capacidad y, ante la materialización de fallas, causan demandas no atendidas puntuales para minimizar el impacto de la falla.
Incremento constante de la demanda por encima del promedio nacional, agudizado por mayores consumos en condiciones de altas temperaturas.

Las situaciones antes mencionadas, sumadas a los retrasos en las fechas de puesta en operación de los proyectos de transmisión y distribución, han dado lugar durante los últimos meses a desconexiones de demanda que podrían agudizarse en el mediano plazo (2 años).

El agotamiento de la red en el área Caribe, zona que presenta alta concentración de cargas especiales asociadas al uso de aires acondicionados y fuertes sistemas de refrigeración (algo natural como consecuencia de las altas temperaturas), ha dado lugar a diversas situaciones que han afectado la prestación del servicio en varios departamentos y que motivaron a que XM venga proponiendo la instalación de tecnologías que fortalecen la red y mejoran la calidad en la atención de la demanda de los usuarios, como los compensadores síncronos, dispositivos que la UPME está analizando su inclusión en los planes de expansión de la red.

“Si bien, en términos generales, Colombia cuenta con altos niveles de seguridad y confiabilidad en la atención de la demanda de energía, nos preocupa la situación de algunos territorios en los cuales se identifica que, con los incrementos esperados en la demanda, sería muy complejo prestar el servicio con la seguridad y calidad acostumbradas. Este es el caso, por ejemplo, de las poblaciones atendidas desde las subestaciones El Banco, La Jagua, San Juan y Guatapurí en el área GCM; San Jacinto, Calamar, Zambrano, El Carmen y el Plato en el área Bolívar, así como Sincé, Mompox y Magangué en el área Córdoba-Sucre, donde la red presenta señales claras de agotamiento que afectan la prestación del servicio y en donde ya se han presentado situaciones operativas puntuales que han requerido la programación de demanda no atendida”, afirmó Jaime Alejandro Zapata Uribe, gerente del Centro Nacional de Despacho en XM.

Si bien en el corto plazo las situaciones del área Caribe y del departamento del Chocó requieren una urgente atención, también lo es en el mediano plazo la situación del área Oriental que plantea la necesidad de acciones en la ejecución y estructuración de proyectos en el Sistema de Transmisión Nacional, debido al crecimiento de la demanda en el Norte y Occidente de la Sabana de Bogotá y al retraso de proyectos estratégicos como la subestación Norte 500 kV, el refuerzo Virginia – Nueva Esperanza 500 kV y los Transformadores 2 y 3 500/115 kV de Nueva Esperanza, lo que indica que para el periodo 2025 – 2026 dicha área podría no contar con la infraestructura de red necesaria para atender de forma confiable y segura la demanda esperada para este horizonte de tiempo.

XM trabaja de la mano con el Ministerio de Minas y Energía, la UPME, la CREG, el Consejo Nacional de Operación, CNO, y los agentes del mercado para encontrar soluciones operativas a estas condiciones; sin embargo, si el impulso de crecimiento de la demanda continúa, si no se ponen en marcha las obras de transmisión y distribución y no se definen nuevos equipos que fortalezcan la red, el Sistema Interconectado Nacional sería menos resiliente y, debido a las fallas a las que está expuesto, podrían ser necesarios cortes de energía en algunas zonas del país durante los picos de demanda para conservar los niveles de seguridad y confiabilidad en la prestación del servicio en el territorio nacional.

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La Licitación Abierta PEG-4-2022 avanza a paso firme en Guatemala. El pasado viernes 14 de julio se llevó a cabo la presentación y apertura de ofertas técnicas con gran convocatoria del sector privado.

48 empresas fueron las que participaron, de acuerdo con declaraciones del viceministro de Energía Manuel Eduardo Arita, quien asistió a este encuentro que tiene entre sus fines el cumplimiento de la Política General de Gobierno, la Política Energética, la Ley General de Electricidad y su Reglamento.

“¡Se recibieron ofertas por más de 1500 MW!”, expresó Claudia Marcela Peláez Petz, directora en la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE).

Aquello supera con creces los objetivos de adjudicación de este proceso. Es preciso recordar que la Licitación Abierta PEG 4-2022, promete la contratación de 235 MW de potencia garantizada para el cubrimiento de la demanda firme y suministro de energía eléctrica.

«Guatemala ha demostrado a lo largo de los años su compromiso en cumplir con la certeza jurídica en el sector eléctrico; esto junto a una demanda de energía creciente en el país, su estabilidad macroeconómica, así como, la geo posición privilegiada de Guatemala (acceso al mercado eléctrico mexicano y al MER) son factores importantes que han contribuido al éxito en la convocatoria en la recepción de ofertas técnicas en la licitación de largo plazo PEG4», añadió la directora de la CNEE  en sus redes sociales.

¿Qué es lo que sigue? El cronograma previsto para este proceso a cargo de la Distribuidora de Electricidad de Occidente, la Distribuidora de Electricidad de Oriente y la Empresa Eléctrica de Guatemala, tiene como fecha de evaluación económica de las ofertas al 2 de agosto del 2023.

El objetivo es que la adjudicación pueda llevarse a cabo en el mes de agosto del 2023 (más tardar septiembre) para que la suscripción de cada contrato de abastecimiento pueda llevarse a cabo efectivamente este año, ya que en el periodo de firmas se prevé que suceda en los tres meses posteriores a la adjudicación.

Pero aquello no sería todo. Las expectativas siguen en alza de cara a lo que será la próxima convocatoria a largo plazo, la Licitación Abierta PEG-5 que podría contratar en torno a los 1200 MW.

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El almacenamiento cada vez toma más lugar a lo largo del mundo, pero en Chile en particular las empresas planifican la introducción de esta tecnología para afrontar las dificultades vinculadas a costos marginales cero y desacoplamiento de sus proyectos renovables. 

AES Andes no es la excepción y así lo reconoció Enrique de Ramón, vicepresidente de Desarrollo de Negocios de la compañía, durante el mega evento físico Europe Future Energy Iberian Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit (FES), que se llevó a cabo a principios de este mes en el hotel NH Collection Madrid Eurobuilding, con más de 350 profesionales del sector renovable.

“Estamos en muchos proyectos eólicos y solares en varios países de Latinoamérica. Pero en particular en el norte de Chile, que se lleva varios años con la famosa curva de pato, estamos instalando muchas baterías porque el precio se va a cero, sobre todo en horas de verano”, señaló. 

Tal es así que, según explicó el especialista, actualmente tienen algunos proyectos de storage en marcha: “Estamos instalando 80 MW de 4 horas, empezaremos 130 MW a 5 horas, a final de año arrancamos con otro de 170 MW de 3 horas. Y somos uno de los players, considerando que hay un montón de proyectos solares que están en una situación similar y que la única defensa es instalar baterías para aplanar poco a poco la curva”. 

Y cabe recordar que, a mediados de febrero del corriente año, AES Andes ingresó a Sistema de Evaluación Ambiental (SEA) de Chile el proyecto solar Cristales, iniciativa que sumará 379 MW de capacidad fotovoltaica y aumentará la flexibilidad del sistema eléctrico nacional al incorporar un sistema de almacenamiento de baterías BESS de 542 MW por hasta 5 horas.

Por lo que, de ese modo, la firma ampliará su cartera energética en el país trasandino, en donde ya poseen y operan 3361 MW, pipeline compuesto por 2.129 MW termoeléctricos, 771 MW hidroeléctricos, 282 MW eólicos, 104 MW solares fotovoltaicos, 13 MW de biomasa y 62 MW de baterías de almacenamiento, además de plantas desalinizadoras de agua de mar y sistemas de transmisión. 

“El almacenamiento es un reto, sobre todo en Chile, ya que faltan por salir muchísimas plantas de carbón que se construyeron cuando hicieron falta para temas de minería. Pero la única forma que tiene Chile para intentar hacer una transición relativamente rápida, es añadir almacenamiento, esa es su oportunidad”, señaló Enrique de Ramón.

Otras ventajas para LATAM

El vicepresidente de Desarrollo de Negocios de AES Andes también reconoció que se da una chance muy grande a partir de todo el conocimiento generado en otros mercados que se podrían implementar en la región, tanto a nivel servicios como de equipo técnico y humano.

“Hay una oportunidad muy fuerte por el lado del capital humano, de hacer intercambio y fortalecer el sector en Latinoamérica. Y de igual manera, lo hay a largo plazo en exportar recursos, aparte de cobre, litio o los metales esenciales para la transición energética, el propio recurso solar y especialmente el eólico, pudiera ser exportable a través de hidrógeno”, remarcó. 

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Por las oportunidades del nearshoring, los proyectos de generación distribuida en México se vienen incrementando a un ritmo acelerado y cada vez más empresas buscan la adopción de paneles solares para disminuir las emisiones de CO2 y cumplir con los criterios ESG.

Para dar respuesta a esta demanda, Finsolar, startup mexicana de financiamiento permite a las grandes y pequeñas empresas invertir en energía solar a través de su cadena de suministro, maximizando los incentivos disponibles y sin necesidad de desembolso de capital.

Con su modelo de negocio, la compañía tiene proyecciones de crecimiento en la generación distribuida en México con potencial de alcanzar una capacidad instalada de hasta 13,869 MW para 2035.

En conversaciones con Energía Estratégica, Ian de la Garza, CEO de Finsolar destaca sus expectativas de crecimiento a corto plazo y detalla las soluciones que ofrecen para cumplir con esos objetivos.

¿Qué expectativas y objetivos de venta tienen planeado para este 2023? 

Actualmente, estamos en un proceso de levantamiento de capital importante por lo que nuestro contrato nos pide no divulgar por ahora nuestros números. Lo que sí podemos decir es que el año pasado crecimos al menos 400% comparado con el anterior y que este año tenemos también el mismo objetivo ambicioso de crecimiento.  

¿Solo financian proyectos para el sector industrial y comercial o también al residencial? 

Únicamente Industrial y Comercial. Los proyectos residenciales que hacemos únicamente son bajo el programa Sociality en el que donamos energía solar a colaboradores de las empresas que invierten a través de nuestro Modelo Finsolar.  

¿De las opciones de financiamiento que ofrecen cuales son las más competitivas? 

El PPA Solar con plazo de 5 años y ahorros mayores al 30% sobre tarifa vs CFE. Es un PPA Puro, es decir solo OPEX. No es un arrendamiento flexible. Por lo tanto los contratos son muy sencillos y el riesgo es cero para el tomador de la energía ya que si no ahorran no pagan. Los costos de operación y mantenimiento también van por nuestra cuenta.  

¿Financian también proyectos de almacenamiento? ¿En cuánto ha crecido la demanda en los últimos años? 

Fuimos pioneros en adoptar el financiamiento de baterías ya que empezamos hace más de 3 años integrando la solución. Sin embargo, nuestro producto principal es el financiamiento de los paneles solares.   

¿Qué cambios sugieren en el marco regulatorio? Aumentar el límite de capacidad instalada en generación distribuida a 1 MW es necesario para detonar la industria?  

Poponemos un aumento mayor a 1MW, una regulación de community solar más robusta y flexible y más incentivos a nivel estatal y federal.  

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En el marco del “Europe Future Energy Iberian Renewable Summit, realizado en Madrid, portavoces de bancos multilaterales de desarrollo, administradores de fondos de inversión y otros reconocidos profesionales del sector renovable analizaron la rentabilidad de los proyectos de hidrogeno verde.

Uno de ellos, fue Sergio Martinez Guzman, Senior Loan Officer Global Partners, Corporates, Energy and Infrastructure LATAM en el Banco Europeo de Inversiones (BEI), entidad que ofrece financiación a las empresas mediante capital riesgo y otros instrumentos tanto en Europa como en Latinoamérica.

Durante el panel “Renovables e Hidrógeno: Energía limpia 24/7”, el especialista respondió las siguientes preguntas y detalló los requisitos más importantes a tener en cuenta a la hora de solicitar el financiamiento de proyectos del vector energético.

¿Qué condiciones necesita un proyecto de hidrógeno verde para obtener financiamiento?

El mensaje que doy a las empresas es muy claro y duro a la vez: “Traigan proyectos, no ideas”. En el mercado vemos millones de ideas muy buenas que sobre el papel funcionan, pero cuesta mucho volcarlas a la realidad.

Hay que preguntarles a los clientes cual será el ingreso estimado de ese proyecto y el uso de ese hidrógeno. No estamos viendo que todos estos proyectos tengan un modelo de negocio detrás por lo que es muy difícil que una empresa llegue a invertir en ellos y que un banco pueda financiarlo.

Para que un proyecto de hidrógeno verde obtenga financiamiento hace falta un modelo de negocio, un plan de viabilidad y una demanda capaz de pagar el premium.

Como banco podemos aportar financiación competitiva junto con otras entidades financieras, soluciones y mecanismos de garantía, pero eso solo va a disminuir el costo de la deuda. El resto del viaje depende de los desarrolladores y fabricantes de equipos.

¿Cuál es el precio que deberíamos tener de hidrógeno para superar las barreras de competitividad?

No hay un precio específico. Si bien todos sabemos que el precio mínimo es la alternativa más eficiente, eso no va a ocurrir en un futuro próximo.

En Latinoamérica y en la Unión Europea vemos muchos proyectos piloto que consisten en pequeños estudios que hacen las empresas para entender cómo funcionan y operan los equipos, calcular costos de mantenimiento e identificar sus averías más frecuentes, entre otros factores.

Debido a que no hay experiencia operativa suficiente no tendría sentido sacar proyecto de 1 GW porque nadie los financiaría. Por eso creemos que es mejor empezar con pequeños proyectos piloto.

Los precios de esos proyectos seguramente van a ser más altos que los proyectos más grandes porque no hay economía de escala en la cadena de valor de los electrolizadores y el resto de los equipos. No obstante, necesitamos una demanda que esté dispuesta a pagar el premium y que gran parte pueda ser transferido al consumidor final. 

Vemos usos muy interesantes en industrias donde el costo del hidrógeno no tiene una transferencia grande al precio final del producto como refinerías, explosivos y el nicho de la química industrial. Esas absorben parte de esos sobrecostes de hidrógeno verde produciendo un producto final.

Hay empresas que si invierten en estos desarrollos por su responsabilidad social corporativa y por querer ser los primeros en apostar en energías verdes y dar ese mensaje al mundo.

Desde el BEI miramos con buenos ojos esos proyectos que tienen off takers con ganas de comprar el producto, desarrolladores claves y socios industriales.

Tenemos apetito por proyectos bien desarrollados con efectivos modelos de negocio para brindarles las mejores condiciones financieras del mercado. Buscamos ser un actor clave en la financiación de proyectos competitivos vinculados al hidrogeno verde que con garantías públicas puedan absorber el riesgo tecnológico.

Completamente enfocados con las políticas de descarbonización, el BEI tiene los instrumentos financieros y los equipos técnicos para financiar los proyectos con estas características.

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En el marco de una Audiencia Pública organizada por Osinergmin , 23 empresas de distribución eléctrica presentaron su Plan de Inversiones en el en el período 2025-2029.

Las inversiones propuestas que totalizan 781 millones de dólares se centran en proyectos de transmisión eléctrica para atender el crecimiento de la demanda y fortalecer el sistema de subtransmisión.

Enel Distribución y Luz del Sur fueron las empresas con mayor cantidad de proyectos presentados con una inversión aproximada de USD 259 millones y USD 123 millones, respectivamente.

A través de estas inversiones, las empresas de distribución eléctrica esperan atender el crecimiento de la demanda de electricidad y fortalecer el sistema de subtransmisión (líneas eléctricas de 60 KV), a fin de que la ciudadanía cuente con un suministro eléctrico continuo y confiable.

En tanto, Osinergmin, organismo público de Perú encargado de supervisar que las empresas eléctricas cumplan las normas legales de las actividades que desarrollan, revisará los estudios técnicos y económicos presentados, brindará observaciones y visitas técnicas a las instalaciones eléctricas.

De esta forma, de acuerdo con las disposiciones de la Ley Nº 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas, el ente regulador alienta la participación de los usuarios, empresas concesionarias, especialistas y demás interesados en el proceso regulatorio para la expansión de la red de transmisión, en un entorno de fortalecimiento permanente de los principios y mecanismos de transparencia de la regulación.

Cabe destacar que del evento participaron Enel Distribución, Luz del Sur, Coelvisac, Electro Dunas, Adinelsa, Electroperú, Statkraft, Electronoroeste, Electrocentro, Unacem, Electro Sur Este, Egemsa, SEAL, Electro Puno, Electro Ucayali, Electro Oriente, Electronorte, PEOT, Hidrandina, Engie y Enel Green Power.

Transición hacia energías renovables

Durante la Audiencia Pública organizada que se realizó el 22 y 23 de junio, se destacó la participación de empresas de distribución eléctrica que presentaron proyectos de inversión en transmisión para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.

Entre estas empresas se encuentra Enel Green Power, quien propuso proyectos de energía renovable con una inversión significativa. Su enfoque se centra en impulsar el uso de fuentes limpias y sostenibles como la energía eólica y solar, para contribuir a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y fomentar una matriz energética más limpia en el país.

Comprometidos con descarbonizar la economía peruana, la empresa avanza en la construcción de la central solar Clemesí en Moquegua y la central eólica Wayra Extensión las cuales entrarán en operación a finales del 2023 y serán parte de los complejos de energías renovables más grandes del país. En la actualidad, ambos desarrollos generan energía limpia para cientos de miles de ciudadanos, evitando la emisión de 385,000 toneladas de CO2 y creando empleos locales.

Según pudo saber Energía Estratégica, Marco Fragale, Country Manager de la compañía destaca: «Estamos a poco tiempo de que las plantas Clemesí y Wayra Extensión entren en operaciones comerciales para seguir avanzando hacia la transición energética y llevar energía renovable a más peruanos. Gracias a los avances que hemos logrado, a finales del 2023 se abrirán nuevas posibilidades para iniciar actividades comerciales que impactarán de forma positiva en Perú».

«Este logro también implica una diversificación de nuestra matriz energética, la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y, a largo plazo, la disminución de los costos de energía al fomentar el desarrollo tecnológico», agrega.

«El Perú está demandando más energías renovables y es una necesidad ligada al crecimiento económico del país. Este es un llamado apremiante para seguir impulsando y liderando las energías renovables, que hoy por hoy venimos desarrollando en Nazca y Moquegua, con nuestros parques eólicos y solares», concluye.

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Uruguay transita su segunda transformación energética y espera atraer nuevas inversiones en proyectos de energías renovables e hidrógeno verde y así generar sinergias con otras empresas e inversionistas del sector. 

Para ello, ya abrió la puerta de más participación extranjera y avanza en gestiones en distintos países del mundo para convertirse, a futuro, en protagonista del mercado y ser uno de los principales exportadores del H2V hacia aquellas zonas demandantes. 

Bajo ese contexto, la embajadora de Uruguay en España, Ana Teresa Ayala, participó del megaevento Europe Future Energy Iberian Renewable Summit – organizado por Future Energy Summit (FES) – y explicó cómo es la relación con el viejo continente y cuáles son los próximos pasos asociativos en términos energéticos. 

“Uruguay observa con atención las políticas de agenda verde, paquetes de estímulo sectorial y la reconversión energética. Y, en particular, los anuncios de Europa sobre la necesidad de importar H2V en favor de su neutralidad climática y posibilidades de cooperación con terceros países”, sostuvo.

“Estamos negociando un memorándum de entendimiento con la Unión Europea sobre cooperación en energías renovables, transición energética e hidrógeno verde. El mismo tiene como principal objetivo el desarrollo de cadenas de suministro fiables y sostenibles para los mercados globales de H2V y derivados”, detalló. 

A lo largo de los últimos años, el gobierno uruguayo estrechó lazos con naciones de la Unión Europea (por ejemplo Francia, Italia y Países Bajos, entre otros) y mantuvo reuniones con autoridades y empresarios de más de decenas de entidades a fin de acentuar los negocios que puedan ser satisfactorios para ambas partes. 

Incluso, a finales del año 2021, el país ya conversó sobre la posibilidad de que el Puerto de Rotterdam (el más grande de Europa) se constituya como la puerta de entrada para el H2 producido en tierras uruguayas.

“Continuaremos esta senda con la UE porque existen numerosas oportunidades para el sector en el marco de la relación América Latina – Europa”, amplió Ana Teresa Ayala

¿Por qué ese camino? Uruguay tiene la mirada puesta en ser productor – exportador neto del hidrógeno verde, por lo que en su hoja de ruta del H2V puso el objetivo de 20 GW renovables y 10 GW de electrolizadores al 2040.

“A ello se debe añadir que, además de los beneficios generales que ofrece la ley de promoción de inversiones, el H2V pasó a integrar la matriz de indicadores para proyectos de inversión presentados ante la Comisión de aplicación de la Ley”, complementó la embajadora en España. 

“Esto implica que estas inversiones obtendrán el máximo puntaje para descontar el impuesto a la renta de las actividades económicas, pudiendo llegar hasta el 100% del beneficio”, concluyó. 

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