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A través de sus redes sociales, la multinacional que lleva energía eléctrica a más de 61 millones de clientes en más de 30 países, compartió que a partir de este primero de agosto Enel Generación Perú y Enel Green Power Perú, se fusionaron a fin de conformar la generadora más sólida del país.

A partir de esta nueva apuesta, la matriz energética de la compañía se compondrá de 4 tecnologías: hidroeléctrica, solar, térmica a gas y eólica para continuar entregando energía eficiente y competitiva al país y sus industrias.

Ante este hito, Marco Fragale, Country Manager de la compañía en Perú, destacó en sus redes sociales: «Esta fusión reafirma nuestro compromiso de trabajar por un futuro más sostenible para todos y consolida nuestro liderazgo en el proceso de transición energética que involucra a todos los sectores productivos del país».

«Estoy seguro de que esta convergencia de conocimientos y recursos nos ayudará a continuar creciendo. Estamos listos para seguir haciendo historia», agregó.

Además, a través de un comunicado de la compañía, Fragale anunció: “Esta operación combina las fortalezas de las empresas fusionadas y una cartera de proyectos solares y eólicos de más de 12 mil MW  lo cual indudablemente consolida nuestro liderazgo en el proceso de transición energética del país”.

De esta forma, Enel informó que, tras la reciente integración, su capacidad instalada será de 1.839 megavatios y sus tecnologías solar y eólica estarán acorde a tendencias mundiales de generación y reducción de emisiones contaminantes.

“La fusión representa una consolidación estratégica para Enel Generación Perú, que fortalecerá aún más su posición en el mercado de generación de energía en el país como aliado estratégico de las industrias”, resaltó la empresa en el comunicado.

La importancia de Enel para el suministro de energía renovable en Perú

Como ya había anticipado Energía Estratégica, de las 23 empresas invertirán 781 millones de dólares en proyectos de transmisión eléctrica en Perú, Enel fue una de las compañías con mayor cantidad de desarrollos presentados con una inversión aproximada de USD 259 millones.

En línea con su compromiso por impulsar las energías limpias en el país, 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.

De acuerdo a datos de la firma, la Central Solar Clemesí cuenta con una tecnología que busca aprovechar aún más las condiciones climatológicas de la zona en la que se ubica la planta.

Como los paneles a instalarse serán bifaciales, tendrán un mayor rendimiento puesto que captarán la energía solar por ambos lados, permitiendo una optimización de las instalaciones y generar más energía que los paneles monofaciales. Este proyecto solar se emplaza en 270.3 hectáreas de extensión y contará con 229,140 paneles bifaciales con una generación de 515 vatios pico.

En tanto a la nueva central eólica de Wayra estará compuesta por 30 aerogeneradores de 5,9 MW cada uno y ocupará un área de aproximadamente 2.443 hectáreas.

Actualmente, ambos desarrollos generan energía limpia para cientos de miles de ciudadanos, evitando la emisión de 385,000 toneladas de CO2 y creando empleos locales.

Al respecto, Fragale también destacó en su cuenta de LinkedIn: «Nos llena de orgullo comunicar que ambos proyectos, abren paso a la energía renovable en el país al ser las centrales eólicas y solares más grandes en el Perú, junto a Wayra I y Rubí».

«Asimismo, quiero resaltar siempre que tenemos de los mejores recursos naturales del mundo para poder generar energía competitiva y económica. Desde Enel Perú, creemos que la implementación de esta tecnología nos ayudará a acercanos a la Transición Energética, permitiendo bajar las tarifas, ser accesibles, y promover progreso para todos. Esta energía es la respuesta competitiva que el Perú necesita», añadió.

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El sector eólico de Argentina se hizo eco de la normativa que regirá en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) a partir de los cambios implementados por la Resolución 360/2023 de la Secretaría de Energía de la Nación. 

Es que la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) ya publicó los parámetros del nuevo “MATER 360”, donde se podrán presentar diversos tipos de proyectos que soliciten prioridad de despacho (29 de septiembre es el plazo límite).

“Todas las decisiones que se tomen en pro de darle dinámica al mercado, son buenas noticias. Pueden gustar más o menos el corredor, la línea o la disponibilidad de red, pero se trata de una noticia positiva para el sector”, remarcó Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la Cámara Eólica Argentina (CEA). 

“El curtailment es un porcentaje bajo, por lo que lo vemos bien. Es una buena garantía el 92% estando en el ámbito de la problemática de las restricciones de capacidad de transporte disponible en las redes”, agregó en conversación con Energía Estratégica. 

Lo cierto es que en esta convocatoria sólo se presentó el Anexo 3 correspondiente al nuevo mecanismo de asignación “Referencial A” para el corredor Comahue – Buenos Aires – GBA. 

Mientras que la potencia oscila entre los 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 fotovoltaicos u otra fuente de generación), si los parques fueran todos en la región de Comahue. 

Además, 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. Y ese 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.

Ruiz Moreno destacó que el corredor Comahue – Buenos Aires – GBA es un ámbito “ideal” para llevar adelante las obras de transporte para incluir más potencia eólica, como por ejemplo la línea  Vivoratá – Plomer con la conexión Abasto. 

Pero puso el foco en la importancia de que verdaderamente sean consideradas las inversiones en transporte que se presenten en el Mercado a Término al momento de competir por la prioridad de despacho.

“Habría que mirar un poco bastante el tema de esos agentes, porque sino queda desequilibrada la competencia. ¿Cómo se podría hacer? Quizás teniendo en cuenta un factor de mayoración adicional, o alguna otra medida parecida. Pero debe haber alguna solución para que no quede desbalanceado”, apuntó. 

“Igualmente, las expectativas son las mejores, como quedó demostrado en cada una de las licitaciones que se abrieron. Pensamos que habrá una concurrencia importante y que seguirá en el MATER. A pesar de las dificultades objetivas que tiene el sector, la industria sigue apostando y moviéndose, por lo que es la clara demostración ahí se debe poner la mirada y los esfuerzos”, concluyó. 

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El sector energético de Chile aguarda la publicación del marco de la Ley 21.305 de Eficiencia Energética (EE), por cual se estima que este viernes 4 de agosto el Ministerio de Energía del país lanzará una resolución en el Diario Oficial con el listado de grandes industrias del país que serán catalogadas como «Consumidores con Capacidad de Gestión de Energía” (CCGE).

Es decir, aquellas empresas (principalmente de los sectores comercial, industrial, minero, transporte y energía) que superan las 50 tera-calorías anuales de consumo energético y las cuales deberán implementar, en un período de 12 a 24 meses, uno más Sistemas de Gestión de Energía (SGE) que cubran, al menos el 80% de sus consumos y usos de todos los tipos energéticos. 

“Esta ley de EE es un tremendo impulso, nos pone al día con el Cono Sur y del mundo, considerando que hay países donde la eficiencia energética está dentro del marco normativo desde hace tiempo. Es una muy buena medida que impulsará un desarrollo más grande y englobará un montón de otras iniciativas”, destacó Rodrigo Balderrama, gerente general de Roda Energía, en conversación con Energía Estratégica. 

“Y para quienes implementen un SGE, el beneficio directo ronda entre 2% y 10% de reducción de consumos, que dependerá de cuánto empeño la misma empresa ponga en estos sistemas a nivel nacional”, agregó.

Puntualmente, se espera que a partir de esta medida se produzca un ahorro acumulado de USD 15200 millones, y una disminución de 28,6 millones de toneladas de CO2 al año, lo que equivaldría a evitar el recorrido anual de 15,8 millones de vehículos livianos o a la absorción de 1,8 millones de hectáreas de bosque nativo al año. 

“Además, ya hay alrededor de 150 empresas catalogadas y esperamos que el 4 de agosto salga un listado cercano a 100 o 120 compañías, por lo que cada vez habrá más instituciones con un SGE, el incentivo y la visualización de la importancia de gestionar la energía”, complementó Balderrama. 

¿Qué engloba todo ello? Desde la entidad que recientemente se integró formalmente como nuevo socio de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN) remarcaron que esperan que no haya meras iniciativas sueltas, sino que todos los instrumentos estén dentro de la misma lógica y que exista un fuerte impulso a todas las tecnologías más eficientes, las que reemplacen el uso de combustibles y también aquellos puntos vinculados al uso racional del agua.

“Sabemos que esto último es importante y debemos tomar acciones, pero el marco regulatorio está lento. Y si no damos un impulso que involucre a todos los actores de la misma forma que se hará con la eficiencia energética o las renovables, será un problema”, apuntó su gerente general. 

“Asimismo, se debe resolver qué haremos con el almacenamiento. Si hacemos eficiencia energética y dejamos de consumir esa energía, que a su vez viene de una fuente renovable, más importancia toma ver qué hacer para dejar de botarla y reducir los vertimientos”, continuó. 

¿Qué papel puede tomar Roda Energía? Con más de 12 años en el mercado, la visión no está ligada a quitarle terreno a las renovables, sino que apuntan a cooperar en la optimización del uso de la energía como principal diferenciador. 

“Tenemos las herramientas y la capacidad de recibir información, sugerir acciones y ayudar al cliente, ser el coach en temas que no son el core de los usuarios. Las empresas tienen que producir y cumplir con sus propias metas y nosotros queremos colaborar con el cumplimiento de la meta de energía, y ojalá superar lo que se busca”, concluyó Rodrigo Balderrama. 

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Las empresas EBCO Energía y Rising Sun organizarán la primera Liga Energía 2023 de fútbol mixto amateur 7 vs 7, en un esfuerzo por fomentar el compañerismo y la sana competencia dentro del sector energético de Chile. 

El evento se llevará a cabo desde el jueves 14 de septiembre hasta el jueves 7 de diciembre en el Club Rinconada, Huechuraba, (comuna ubicada en la zona norte de la ciudad de Santiago). 

El anuncio se dio en medio del desarrollo de la Copa Mundial Femenina de la FIFA y, de acuerdo a sus organizadores, Amparo Sanhueza Rozzi (coordinador ambiental en EBCO Energía) y Cristopher Torreblanca (gerente de operaciones de Rising Sun), la iniciativa se cocinó desde hace un tiempo. 

“Hace tiempo vi la oportunidad de reunirnos como empresa jugando un partido y conocernos fuera del trabajo. En aquel entonces fue un cuadrangular mucho más corto en un mismo día y allí conocí a Christopher como capitán de Rising Sun e incluso desde ACESOL hubo mucha motivación y aportaron con los premios”, explicó Amparo. 

“Eso permitió generar esta red de energía y fútbol, y con el transcurso del tiempo varios equipos nos contactaron y decidimos organizar una actividad que dure más. Y tras la publicación, tuvimos muy buena acogida por parte de equipos y empresas”, agregó.

Es decir que la Liga Energía 2023 se presenta como una oportunidad para que las compañías del sector promuevan tanto el deporte y la actividad física entre sus trabajadores, como también fortalezcan los propios vínculos laborales. 

“Puede ser el puntapié inicial para algo que continúe frecuentemente en el futuro. Si sale bien, debería ser la tónica (ya sea organizado por las mismas personas u otros actores del mercado) para que se transforme en una tradición. Asimismo tiene como beneficio intangible la propia sinergia que genera un deporte de equipo, que puede verse reflejado o convergiendo en el trabajo del día a día”, aseguró Christopher Torreblanca. 

“De igual manera, se dará una red de contactos dentro de la industria, tanto aquellas vinculadas a las renovables como las que no. Y mientras más conectados estemos, mejores soluciones tendremos en el futuro”, complementó Amparo Sanhueza Rossi. 

Entre las empresas confirmadas (además de EBCO Energía y Rising Sun) ya se encuentran Energy Head, EnorChile, EMOAC, entre otras. Mientras que se espera la respuesta de otras grandes firmas protagonistas, asociaciones y autoridades nacionales del sector que ya fueron invitadas a competir en el torneo.

“Estuvimos contactando al Ministerio de Energía de Chile para lograr su apoyo. Y si bien aún no tuvimos una respuesta concreta, está en proceso y nos movemos mucho para ello”, remarcaron los organizadores. 

Formato de competencia

En esta oportunidad doce elencos que representarán a distintas empresas del sector energético del país, podrán verse las caras en la primera edición de esta liga histórica, y cada uno de ellos podrá contar con hasta 15 jugadores/as inscritos/as (máximo de tres personas fuera de la industria energética), pero mínimamente deberá haber dos mujeres en cancha. 

El torneo se llevará a cabo en dos fases: La primera en formato de liga tradicional, donde los conjuntos participantes se enfrentarán todos contra todos a lo largo de once fechas. Mientras que la segunda etapa tendrá tres copas a eliminación directa, de acuerdo a las posiciones finales de la tabla: oro (1ro a 4to lugar), plata (5to a 8vo) y bronce (9no a 12vo). 

La liga se jugará bajo una modalidad de dos bloques horarios y en tres canchas en simultáneo, para asegurar una dinámica competición y minimizar el tiempo de espera entre partidos, considerando que cada uno de ellos constará de dos tiempos de 25 minutos, 

Y en el caso de aquellos partidos que corresponda a la segunda fase del certamen, en caso de empate en el tiempo reglamentario, el ganador se decidirá en una tanda de penales (tres por equipo o hasta muerte súbita) 

Cabe aclarar que los elencos inscritos deberán presentar un mínimo de cinco jugadores/as en cancha para poder competir, por lo que si se presentan con una menor cantidad a la mencionada, se considerará el partido perdido como walk-over (WO), sin poder sumar puntos y donde el equipo rival adicionará 6 goles y 3 puntos en la tabla. 

Aunque si ambos equipos no cumplen con el mínimo de jugadores/as requeridos/as, ninguno de los dos sumará puntos en el cuadro de posiciones.

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Gracias a la habilitación comercial de siete proyectos de fuentes renovables a gran escala en los meses de abril, mayo y junio, pudieron añadirse 173,12 MW de potencia instalada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), continuando con el avance del sector en el país.

En el segundo trimestre del año se habilitaron dos parques eólicos en la provincia de Buenos Aires, dos solares fotovoltaicos en Córdoba y otros dos en San Juan, además de una central térmica a biogás de relleno sanitario en Santa Fe.

En detalle, los flamantes proyectos son:

Parque Solar Zonda I en San Juan, que aportó 68,11 MW de capacidad
Parque Solar Zonda I-B sumó 31,89 MW en San Juan
Parque Eólico Pampa Energía III se incorporó en la provincia de Buenos Aires y añadió 27 MW
Parque Eólico El Mataco III agregó 18 MW en PBA
Parque Solar Cura Brochero aportó 17 MW al sistema de Córdoba
Parque Solar Cura Brochero –Ampliación adicionó 8 MW en territorio cordobés,
Central Térmica a Biogás de Relleno Sanitario San Martín Norte III D I entró en operación con 3,12 MW en la provincia de Santa Fe.

A fines del segundo trimestre del año, Argentina contaba con 202 proyectos operativos que suman más de 5 GW de potencia (5. 393 MW) a la matriz energética, permitiendo abastecer la demanda eléctrica de más de 5,8 millones de hogares.

Según datos de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA) en el mes de abril, el 14,8% de la demanda eléctrica se abasteció por fuentes renovables, con 1.488,2 GWh de energía generada, mientras que en mayo el abastecimiento promedio fue de 13,8%, con generación de 1.493,5 GWh. Junio, por su parte, cerró con un 13% de abastecimiento renovable, con 1.567,8 GWh generados.

Además, la Secretaría de Energía, a través de la Resolución N° 36 del 31 de enero de 2023, había dispuesto la Convocatoria Abierta Nacional e Internacional “RenMDI” para celebrar Contratos de Abastecimiento de Energía Eléctrica Renovable con la CAMMESA. Los nuevos contratos implicarán la incorporación de 620 MW con el objetivo principal de sustituir generación forzada y diversificar la matriz energética.

El 27 de abril se realizó la presentación de ofertas de esta convocatoria y la primera apertura de ofertas técnicas para la licitación, en la que se recibieron más de 200 proyectos, con 2.000 millones de dólares en propuestas de inversión.

La adjudicación las ofertas de RenMDI se realizó mediante la Resolución 609/2023, publicada el 20 de julio en el Boletín Oficial de la República Argentina.

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Con el objetivo de impulsar la generación de energías limpias en México y en el resto del mundo, Eon Energy lanzó Vowat, una herramienta gratuita qué permite trazar el consumo y producción de energía eléctrica. 

Su principal objetivo es brindar mayor transparencia: esta es verificada por un auditor externo lo cual permite a todos los actores del mercado verificar la certificación de todos los procesos, en línea con los criterios ESG.

En diálogo con Energía Estratégica, Arturo Gómez, CEO de EON ENERGY destaca: “Vowat es una plataforma gratuita que ya está funcionando y hemos hecho transacciones de energía de bonos. Es para que cualquier participante pueda ofertar un producto por los plazos que quiera al precio que quiera”.

“También permite descargar toda esa información y los participantes pueden hacer proyecciones. Con esta herramienta, logramos brindar transparencia al sector de una forma más eficiente y más sencilla visualmente”, agrega.

De esta forma, la compañía busca involucrar también a los usuarios residenciales que desean conocer qué tipo de energía reciben y fomentar la inversión en centrales eléctricas renovables del estado.

En síntesis, la herramienta digital funciona como un market place para la venta de energía a largo y corto plazo, según las necesidades de los usuarios.

“Compramos y fijamos los precios con una tendencia muy fuerte en renovables. A diferencia de muchas otras compañías, podemos hacer transacciones desde un día a 20 años”, explica Gomez.

“Somos los únicos que vendemos swaps financieros a tan corto plazo. A excepción de la energía comercializada por CFE, manejamos el 80% de todo lo que se tradea. Llenamos una necesidad del mercado. Mantenemos ofertas presentes y las ofrecemos a los distintos actores”, agrega.

Según el especialista, no son suministradores, sino que compran energía a otro productor y la comercializan libremente. Sus clientes son principalmente suministradores pero también le venden a generadores. 

“Nuestros márgenes son muy pequeños porque lo que buscamos son volúmenes. Nuestro plan es empezar a elaborar las mismas relaciones que tenemos en México en Chile, Colombia y España”, señala el ejecutivo 

Y concluye: “La energía es el commodity más utilizado a nivel mundial. Queremos que el usuario tenga información certera y darle control de sus decisiones. Buscamos seguir comprando y vendiendo energía pero de una manera más inteligente”.

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El próximo 10 de agosto dará comienzo la 20° edición del Programa de Formación de Líderes Energéticos (PFLE), que es una iniciativa académica del CACME. El Programa ofrece a los participantes una visión integral del sector energético mundial, regional y local; acorde con el espíritu del WEC donde confluyen e interaccionan representantes de todos los tipos de energía; brindándoles herramientas útiles para evaluar, opinar y decidir sobre temas energéticos.

Se basa en dos ejes claves: por un lado, los trabajos del WEC, que ofrecen herramientas eficaces para interpretar el panorama energético de cualquier país y contribuir en su desarrollo; y el CACME, como vínculo con empresas y profesionales referentes del sector.

Aborda temáticas como: las características y particularidades de todas las fuentes de energía; los límites de la energía y la comparación entre las distintas fuentes de abastecimiento energético; la importancia de la eficiencia energética; las principales herramientas para la elaboración, evaluación y aplicación de políticas públicas en este campo; y los retos que plantean aspectos trasversales y de alta relevancia como el cambio climático, la geopolítica, las transiciones energéticas y la dimensión humana.



El WEC desde hace varios años tiene la iniciativa de humanizar la energía y fomentar la educación en esta temática, y en sintonía con esto, desde el CACME y el PFLE se contribuye con la formación de Futuros Líderes Energéticos, para que a su vez se conozcan, interactúen y tengan una visión común de los grandes problemas energéticos de sus países, sin que ello implique uniformidad de opiniones sobre cómo resolverlos.

Luego de diez años de vigencia, el PFLE cuenta con más de 1500 egresados de distintas disciplinas y que provienen de más de 400 organizaciones públicas y privadas, tanto de Argentina como del resto de Latinoamérica.

El Programa se desarrolla en 20 jornadas, en su mayoría bajo modalidad virtual, y está dirigido a jóvenes profesionales, empresarios, funcionarios públicos, políticos, periodistas, técnicos, estudiantes universitarios avanzados y miembros de ONGs, interesados en las problemáticas del sector.

Una vez finalizado, los egresados conforman la Comunidad de Líderes Energéticos, un espacio de networking y actualización permanente; donde además pueden integrar los grupos de trabajo en diferentes temáticas energéticas.

Los socios del CACME tienen un arancel especial y se ofrecen becas a miembros de ONGs y organismos públicos.

Las consultas e inscripciones se realizan a través de programadeformacion@cacme.org.ar  o bien ingresando a  http://www.lideresenergeticos.org.ar/

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Medellín, jueves 3 de agosto de 2023 (@epmestamosahi) | EPM instaló tres nuevas soluciones solares, en esta ocasión en el municipio de Cúcuta, capital del departamento de Norte de Santander, y en el municipio de San Gil, en el departamento de Santander, en su compromiso con la transición energética y el cuidado ambiental en el país.

La Corporación Recreativa Tennis Golf Club y Transmateriales, en Cúcuta, y el Centro Comercial El Puente, en San Gil, entran a hacer parte de las organizaciones de la región que emplean energía solar en sus instalaciones.

Jorge Andrés Carrillo Cardoso, gerente general de EPM, destacó que “con la operación de estas tres soluciones solares se evitará la emisión de más de 5 mil toneladas de CO2 durante la vigencia de los contratos, lo que equivale a 14.766 árboles sembrados o al consumo promedio anual de energía de 266 familias y constituye un aporte a la sostenibilidad ambiental de los Santanderes”.

Con buena energía y el sello de calidad de EPM

En el Tennis Golf Club, corporación líder en la región en la prestación de servicios recreativos, deportivos y sociales, EPM instaló una solución solar con 242 paneles solares. Con estos paneles se generarán 192 megavatios-hora (MWh) por año, aproximadamente. Esto traerá beneficios económicos y ambientales para el Club, dado que sustituirá su consumo de energía actual en un 25,5 % y evitará la emisión de 1.935 toneladas de CO2 durante los 20 años de contrato con EPM, que equivalen a la captura de CO2 de 5.178 árboles maduros.

José Vicente Jara, gerente del Tennis Golf Club, indicó que “dentro del plan estratégico de responsabilidad social de la Corporación, tenemos el uso de energías limpias. Luego de evaluar varias propuestas, encontramos la de EPM como la más satisfactoria. A través de un contrato a 20 años, la Empresa nos venderá energía limpia con un modelo que nos permite optimizar estos recursos en otras áreas de desarrollo del Club, con beneficios ambientales y económicos”.

Innovación en la industria

Transmateriales, en Cúcuta, es la primera compañía de la industria de materiales pétreos en los Santanderes en incorporar energía solar, con la que desde EPM se busca aportar a la sostenibilidad ambiental y a la costoeficiencia en los resultados financieros.

La solución solar de Transmateriales comprende 236 paneles solares, con los que se prevé generar 162,5 megavatios-hora (MWh) por año. Esto permitirá sustituir el consumo de energía de la planta en un 13,5 % y evitará la emisión de 1.638 toneladas de CO2 durante los 20 años que durará el contrato con EPM, lo que equivale a la captura de CO2 de 4.383 árboles maduros.

Energía solar en Santander

“La solución solar en el Centro Comercial El Puente, en el municipio de San Gil, constituye un hito para EPM, dado que se trata de la primera solución solar fotovoltaica realizada por EPM en el departamento de Santander, en zona de influencia de ESSA, filial del Grupo EPM”, dijo Silvio Triana Castillo, vicepresidente Comercial (e) de EPM.

En El Puente se pusieron 240 paneles solares, que generarán 193 megavatios-hora (MWh) por año. Con esta solución solar se sustituirá el 38,3 % del consumo del centro comercial y, con ello, se evitará la emisión de 1.459 toneladas de CO2 durante los 15 años de contrato con EPM. Esto equivale a la captura de CO2 de 5.205 árboles maduros.

Delis Paola González Corzo, gerente del Centro Comercial El Puente, manifestó que “es muy importante contar con el respaldo de EPM y el hecho de que el centro comercial no haya tenido que invertir en la solución para ya estar ahorrando. Saber que nos van a mantener durante todos estos años una tarifa fija, hace que estemos seguros de que en el mediano y largo plazo el ahorro será aún más significativo e importante”, resaltó.

Con la energía solar, EPM fortalece su presencia en los Santanderes, con soluciones innovadoras que contribuyen a la transición energética, al uso eficiente de la energía, al cuidado ambiental, al bienestar de la comunidad y al desarrollo de la región.

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La Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Pórtland (ANCAP) de Uruguay confirmó, a principios de julio, que la licitación de bloques eólicos offshore de aproximadamente 500 km2 se realizará a finales del corriente año. 

La empresa ya realizó el Road Show de la Ronda H2U en Europa ante más de cincuenta entidades y espera avanzar con la convocatoria para la exploración energética renovable fuera de la costa en las zonas que cuentan con un potencial de 2 a 3 GW de capacidad cada una. 

“Seguimos con la idea de salir a licitar los bloques eólicos offshore. Desde diciembre del año pasado ANCAP está pronta con la licitación”, remarcó el presidente de la compañía, Alejandro Stipanicic, durante un evento organizado por la Asociación Uruguaya de Energías Renovables. 

“Y cuando salimos a promocionar el hidrógeno offshore, vimos que las empresas de energía y petróleo estaban sumamente interesadas en lo que se ofrecía. Hay un plan y modelo de negocio super atractivo para el inversor y bajamos las barreras de entrada para que entren más inversores”, agregó. 

Pero para concretar el llamado licitatorio, ANCAP insiste en que aún necesita el cumplimiento de una serie de requisitos por parte del gobierno que permitan aprovechar al máximo la expertise del oil & gas llevada a las renovables. 

Puntualmente, Stipanicic reconoció que actualmente se encuentran esperando los trámites en el Ministerio de Transporte, Min. de Defensa, Min. de Industria, Energía y Minería y en el Ministerio de Ambiente para “conseguir el paquete de decretos que regulen esto”. 

“Si bien el hidrógeno verde y todos sus derivados son cometidos legales de ANCAP, y como ente autónomos podríamos hacerlo como quisiéramos, le hemos propuesto al Poder Ejecutivo hacerlo con la gobernanza que tiene el petróleo y el gas en Uruguay. Es decir, siendo proyectos tan grandes y que comprometen tanto para el futuro, que el gobierno tenga un celo especial y que regule determinados procedimientos a través de decretos”, remarcó. 

“Es cierto que vamos más lento de lo que quisiéramos, pero queremos hacerlo con la firmeza institucional mucho más grande para el futuro”, aclaró el presidente de la Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Pórtland. 

A partir de este modelo de negocio eólico en aguas jurisdiccionales y la producción de e-fuels a partir de CO2 biogénico generado en la planta de etanol en Paysandú de Alcoholes del Uruguay (ALUR – integrante del Grupo ANCAP), la entidad proyecta que el país deje de ser un neto exportador de energía fósil y se convierta en “exportadores de sol y viento”, además que la propia ANCAP se transforme de una “pequeña refinadora a una empresa de energías sustentables”. 

Y de acuerdo a información compartida anteriormente, el modelo de contrato prevé subperíodos de 2 a 4 años vinculados a la evaluación de los proyectos, tales como estudios con reportes existentes, adquisición y procesamiento de nuevos datos y la producción piloto de H2 o el detalle de la información recolectada; hasta un período de aproximadamente 30 años para el desarrollo y producción de H2.  

Mientras que por el lado de la refinería de biocombustibles, se aprobó una propuesta de la firma “HIF Global” para el proyecto de “electro-gasolina” de casi USD 2000 millones de inversión estimada, la cual estará considera otra inversión de USD 2000 millones para un electrolizador alcalino de 1 GW de potencia y la instalación de 2 GW de generación eléctrica renovable a partir de fuentes solares fotovoltaicas y eólicas.

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La Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) fue una de las grandes ganadoras de la licitación de renovables y almacenamiento de energía RenMDI, ya que fue una de las dos empresas con mayor cantidad de proyectos adjudicados (junto a Energías Renovables Las Lomas SAU).

Para ser precisos, EPEC fue asignada con cuatro parques fotovoltaicos, cinco pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y dos centrales bioenergéticas (total de 11 plantas de generación renovable), logrando contratos para el 100% de las ofertas que presentó entre ambos renglones de la convocatoria.

“Que la empresa provincial energética esté posicionándose fuertemente en las energías renovables es el camino que decidimos seguir de cara a la transición energética 2030 – 2050, buscando la descarbonización de la matriz y con un fuerte eje en la bioeconomía y biocombustibles”, señaló Fabián López, ministro de Servicios Públicos de Córdoba, en conversación exclusiva con Energía Estratégica.

Entre los proyectos adjudicados, el ministro remarcó la “innovación” y de las dos plantas bioenergéticas que producirán energía renovable a partir de residuos sólidos urbanos provenientes de la ciudad de Córdoba y municipios aledaños. 

El primero será a partir biocombustibles gaseosos producto de la digestión anaeróbica de los desechos cloacales de la planta de tratamiento de capital provincial, que ya teníamos colocado para abastecer íntegramente a la energía eléctrica demanda por los trolebuses de la ciudad y los cargadores eléctricos en la capital provincial. Mientras el resto, alrededor de 660 kW, los decidimos subastarlos en la licitación RenMDI”, detalló. 

“En tanto que también fue una experiencia inédita que la provincia, en materia de biogás, salga a capturar biometano de enterramientos sanitarios mediante una central que nuclea a todos los municipios del área metropolitana de Córdoba”, agregó. 

Además, entre otros relevantes que dejó la participación de EPEC en este llamado licitatorio, destaca que fue la 7ma empresa a nivel nacional en cuanto a potencia total adjudicada (28,5 MW) entre las firmas públicas y privadas, pero la primera entre aquellas de capital estatal.

Hecho que no fue pasado por alto por Fabián López, quien insistió en que los pilares hacia la descarbonización están enfocados en la descentralización, la inyección de más renovables en SADI y el avance de la generación distribuida comunitaria.

“Eso no sólo contribuirá a descarbonizar la matriz, sino que también permitirá bajar costos de inversión en un sistema de transporte provincial y nacional que está condicionado”, apuntó. 

“Mientras que esta economía de desechos cero es donde los líquidos y lodos que surgen de los desechos cloacales de una ciudad pueden tener reuso tanto para riego en la fase líquida como para producir biogás para generación eléctrica o como biofertilizantes. Por lo que estamos muy contentos con la adjudicación”, concluyó. 

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El pasado 5 de julio, la Junta Directiva de EPM llegó a un acuerdo con el Gobierno Nacional para explorar una alianza público-popular que permita que el parque eólico Jepírachi sea entregado al Gobierno Nacional, para que este a su vez constituya la primera comunidad energética del país en La Guajira.

Para que se pueda materializar esta comunidad energética, se requieren ajustes regulatorios y la definición de un modelo empresarial por parte del Gobierno Nacional.

El pasado mes de junio, el Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE), que junto al Ministerio de Minas y Energía están evaluando esta posibilidad, 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.

Días atrás, el Gobierno indicó que se han iniciado mesas técnicas en las cuales se ha identificado que la capacidad de generación de Jepirachi 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”, advirtieron las autoridades.

Por su parte, EPM lanzó un comunicado público el día de ayer asegurando que la compañía “viene entregando al FENOGE la información requerida para el respectivo análisis de viabilidad de la propuesta”.

“De materializarse la propuesta, EPM entregaría al Gobierno Nacional el parque eólico en condiciones óptimas de operación, para que las comunidades continúen beneficiándose de la energía que se genere y capacitaría a las personas que defina el Gobierno Nacional para la operación del Parque”, aseguró EPM.

Desde la empresa aclararon que la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) expidió la resolución 060 de 2019 en la que exigió unas condiciones técnicas que el Parque, por su tecnología actual, no cumple.

“Por esta razón, EPM desde 2020 ha venido avanzando en el proceso de desmantelamiento del parque, con el objetivo de cumplir la norma vigente y culminar su operación el 9 de octubre de 2023”, argumentó EPM.

Y aseveró: “Una vez se tengan las definiciones para la creación de la comunidad energética, EPM junto al Gobierno Nacional informará las condiciones para la implementación de la comunidad”.

El parque eólico Jepírachi es un proyecto piloto que inició su operación en 2004, fue construido entre 2002 y 2003, se inauguró el 21 de diciembre de 2003 e inició operación plena en abril de 2004.

“Desde sus inicios hasta hoy, se ha concebido como un proyecto piloto experimental y como un laboratorio privilegiado para la investigación y el conocimiento de la tecnología eólica, su desempeño en un territorio como la alta guajira y el relacionamiento con la comunidad indígena wayúu”, cierra EPM en su comunicado.

La entrada EPM responde al Gobierno sobre el parque eólico Jepirachi y asegura que lo entregará “en condiciones óptimas de operación” se publicó primero en Energía Estratégica.

Energy 2023, evento organizado por Glenn International, representa una oportunidad única para conocer las últimas novedades del sector energético y establecer contactos con expertos internacionales que promueven la sostenibilidad y resiliencia en Puerto Rico y resto del mundo.

Entre los nombres confirmados para participar en esta cita se encuentra un destacado periodista y escritor neoyorkino que viene dejando una profunda huella en la conciencia mundial sobre el cambio climático: David Wallace-Wells.

Wallace-Wells es una voz influyente en el debate sobre el calentamiento global y sus devastadores efectos en el planeta. Su libro «The Uninhabitable Earth» (La Tierra inhabitable, en español), es un llamado urgente y desgarrador a tomar medidas inmediatas y concretas para evitar una catástrofe climática sin precedentes.

«Es peor, mucho peor, de lo que imaginas», advierte David Wallace-Wells en el inicio de su libro que aborda los peligros del calentamiento global y hace hincapié en la responsabilidad de nuestra generación para evitar la catástrofe climática.

«The Uninhabitable Earth» moviliza. El libro fue incluido en las listas de los 100 libros notables de 2019 del New York Times, los mejores libros de 2019 de GQ y los libros favoritos de 2019 del New Yorker. Además, TIME lo seleccionó como uno de los 100 libros de lectura obligatoria en 2019.

Tal es así que la influencia de la obra de Wallace-Wells se ha extendido más allá de la imprenta y estaría siendo adaptada para plataformas de contenido audiovisual. Una próxima serie de antología de HBO Max, inspirada en su libro, adoptó su nombre y contará con Wallace-Wells como productor consultor para su realización.

La participación de David Wallace-Wells en Energy 2023 promete enriquecer el evento con una perspectiva informada y apremiante sobre la necesidad de abordar la crisis climática.

Su presencia junto a otras figuras destacadas como Jennifer Granholm, secretaria de Energía de Estados Unidos, y otros líderes visionarios (ver más), ayudará a brindar soluciones concretas para la resiliencia y sostenibilidad de Puerto Rico.

El evento, que se llevará a cabo en el Centro de Convenciones de Puerto Rico el 2 de noviembre de 2023. Aquellos interesados en ser parte de esta transformadora cita pueden garantizar su entrada en la web oficial de Energy 2023.

PARTICIPAR

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Al no estar interconectado eléctricamente con ninguno de los sistemas nacionales ni tampoco con gasoductos, la mayoría de la energía que consume el estado mexicano de Baja California Sur debe ser exportada.

De esta forma, se trata de una “isla eléctrica” donde solo se consume combustible, diésel, gas natural licuado y un cifra minoritaria de energía renovable solar y eólica. 

Según el Prodesen, después de la Península de Yucatán, Baja California Sur es la entidad federativa con las tasas de consumo anual más altas, con un incremento del 4.9%. 

En este contexto, de acuerdo a Admonitor, actualmente, el Sistema Interconectado Baja California Sur presenta un nivel atípico de asignación y requerimientos de reserva. Esta condición indica una posible escasez de capacidad de generación de energía eléctrica. Ante casos severos de este tipo, podría haber cortes de energía.

Esta carencia tiene que ver con la falta inversiones y una planeación energética que se ha quedado corta con las necesidades del estado.

En diálogo con Energía Estratégica, fuentes cercanas a Admonitor explican: “Es un sistema que tiene una demanda cercana a 700 MW y que tiene instalado aproximadamente 1100 MW. La capacidad parece suficiente. Sin embargo, al ver la disponibilidad de las plantas, los mantenimientos y los factores de potencia, está experimentando una escasez de capacidad de generación” .

“Si bien ha habido esfuerzos del Gobierno por implementar la capacidad, estos se han quedado cortos. El operador del sistema tiene dos opciones a corto plazo: hacer cortes de energía planeados y mantener los requerimientos de reserva completa o sacrificar el nivel de reserva y operar de forma vulnerable”, agregan.

No obstante, los especialistas destacan las alternativas que ha adoptado el gobierno y sugieren otras que podrían solucionar el problema de una forma más eficiente.

Las 4 alternativas para garantizar su suministro eléctrico, según Admonitor:

Abastecimiento de gas natural: se trata de la opción que ha decidido el Gobierno. La CFE va a adquirir una estación de gas licuado en Pichilingue (aunque no sea nada competitivo para el estado). 

También planea construir una nueva central de ciclo combinado en 2028, que va a estar operando con este combustible menos contaminante que el combustóleo pero igual de oneroso. 

Como Baja California Sur está altamente subsidiado estos precios no le pegan mucho al usuario final, sin embargo, si le pegan a quien subsidia.

Conectar el Sistema Interconectado Nacional (SIN) con Baja California Sur: es un proyecto publicado en el Prodesen que consiste en colocar un cable submarino de 1800 MW.

Para los expertos, esta opción es incongruente porque plantea una cifra descabellada en comparación a la demanda que tiene el estado. 

“No tiene sentido una inversión de 1800 MW cuando solo vas a poder utilizar 150 por la confiabilidad del sistema. Ya la CFE lo calificó como una solución utópica que posiblemente nunca llegue”, aseguran.

Instalar más sistemas de generación eólica o solar renovable acompañada de almacenamiento: teniendo en cuenta que los consumos máximos de Baja California Sur son por la  noche, una buena idea sería abastecer esa energía mediante las descargas de las baterías. 

“Conceptualmente la solución tiene mucho sentido pero conlleva a que el CENACE invierta en nuevos controles operativos e infraestructura y que cambie su forma de operar para poder tener un sistema con alta penetración de generación renovable. Es todo el reto”, reconocen.

Aumentar la generación distribuida a nivel residencial, comercial e industrial: los usuarios podrían colocar paneles fotovoltaicos en sus instalaciones para autoabastecerse.

En este sentido, los analistas revelan:«Esta cuarta opción sería muy buena pero el gobierno lo está impidiendo. La justificación técnica de la entidad regulatoria es que al ser una demanda tan pequeña (700 MW), si se instalan muchos paneles solares a nivel distribución, CENACE va a perder mucho control operativo”.  

“La única solución a corto plazo que podría ser habilitada por el CENACE sería adoptar tecnologías muy específicas, zero export, donde el usuario pone sus paneles para autoabastecerse pero sin inyectar ni un solo kW a la red”, sugieren.

A modo de conclusión,  los expertos aseguran: “Se requiere una planeación energética encabezado por la SENER que debe redireccionar a cierto rumbo. Hoy en día la postura del gobierno se inclina por la primera opción. Aunque posiblemente no es la mejor, es útil a corto plazo”.

“No obstante, se está desaprovechando la oportunidad de tener un sistema que les sirva de laboratorio para una transición energética y que sea un ejemplo a seguir”, concluyen.

La entrada Admonitor destaca 4 alternativas para garantizar el suministro eléctrico de Baja California Sur se publicó primero en Energía Estratégica.

Días atrás, el ingeniero César Octavio Butrón Fernández fue reelegido como presidente del Directorio en el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES) para el periodo 2023 – 2028 en Perú. 

El organismo peruano tiene como funciones operar el sistema eléctrico, administrar el mercado eléctrico y planificar la transmisión eléctrica del sistema con criterios de economía, calidad y seguridad.

Se trata del cuarto mandato que asume el especialista. Su reelección se llevó adelante el 18 de julio donde también se votaron los subcomités de Usuarios Libres, Distribuidores, Generadores y Transmisores de Energía.

En este marco, el ingeniero César Octavio Butrón Fernández destaca a Energía Estratégica las expectativas de su mandato y la necesidad de impulsar las energías limpias en el país.

¿Cuáles son los desafíos que presenta volver a presidir el COES?

El principal reto es hacer evolucionar al COES con el objetivo de estar listos para manejar adecuadamente los efectos de la mayor penetración de energías renovables variables que se vienen de manera ineludible.

Estas fuentes de energía son una tendencia mundial solo que en Perú su impulso ha tomado más tiempo por la presencia de gas natural disponible y con precio bajo.

Como el gas o petróleo en el país estaban desacoplados de los valores internacionales, las energías renovables no convencionales no resultaban competitivas años atrás.

No obstante, la situación ha cambiado tras la enorme reducción de costos que estas tecnologías han experimentado en los últimos años. Entonces, la expectativa es que se sigan presentando cada vez más proyectos de este tipo.

¿Cuántos megavatios de proyectos renovables han presentado al COES su estudio de preoperatividad y están listos para conseguir la concesión? 

Tenemos más de 20,000 MW de proyectos renovables entre presentados y en revisión y aprobados mientras la máxima demanda del sistema no supera los 7500 MW. 

Es evidente que sólo una parte de esos 20,000 MW llegarán a pedir la concesión dado que al obtenerla ya adquieren un compromiso firme con el Estado Peruano para construir.

¿Cuáles son los principales retos regulatorios que enfrenta el COES para poder impulsar la industria de energías renovables?

Hay uno solo: que se desarrolle la regulación para la creación y manejo de un mercado de servicios complementarios, la cual no existe en la actualidad.

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La Dirección Nacional de Energía (DNE) del Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) presentó el Balance Energético Nacional (BEN) 2022, un estudio estadístico que reúne la información de los diferentes flujos que componen la matriz energética del país.

La presentación de los resultados se desarrolló en forma virtual el 31 de julio. Comenzó con palabras del director nacional de Energía, Fitzgerald Cantero, quien mencionó que se viene cumpliendo con un mandato histórico de elaboración y publicación del BEN por más de 50 años.

Cantero señaló que el país se encuentra en una segunda transición energética en la que se tienen muchos desafíos por delante, como la captación de inversiones en el área de energía. También se encuentra en agenda, como un pilar de esta transición, la descarbonización, que incluye diferentes medidas para los sectores del transporte y la industria. Entre ellas están la movilidad eléctrica y las medidas de eficiencia energética.

Asu vez, agregó el director, 2022 fue un año en el que siguió creciendo el PIB, a la vez que continuó la sequía. No obstante, la generación eléctrica a partir de fuentes renovables superó el 90%.

El BEN es un insumo básico para la planificación energética, ya que muestra la estructura de producción y consumo de energía en el país. Permite el seguimiento y la evaluación de políticas energéticas. Además, es el insumo para otros estudios, como el Inventario de Gases de Efecto Invernadero (INGEI) del sector energético.

Los resultados de Balance Energético se ven recogidos en el reporte internacional Trilemma del WEC, que muestra a Uruguay en el lugar 14 a nivel mundial, según el ranking de países 2022 (había ocupado el lugar 13 en 2021). Trilemma es un índice que incorpora tres dimensiones: la seguridad energética, la equidad energética y la sustentabilidad medioambiental. Uruguay es el mejor país de la región, seguido por Chile, en el lugar 26.

Principales resultados

El año 2022 fue el segundo de crecimiento consecutivo en la economía, que alcanzó valores absolutos similares a la prepandemia: el PIB creció 4,9%. A su vez, el país se encuentra en un período de tres años consecutivos de niveles de hidroelectricidad por debajo de la media histórica, debido a la sequía.

En lo que refiere a la participación de las fuentes de energía renovables, en 2022, en la matriz de abastecimiento se alcanzó el 56%, y en la matriz de generación eléctrica estas representaron el 91%. Estos resultados cumplieron con los objetivos trazados, que apuntaban a cifras mayores a 50% y 90%, respectivamente. Esto se vio reflejado en las emisiones de CO2, que disminuyeron 5% respecto al año anterior.

En términos de infraestructura, la potencia instalada para generación eléctrica se mantuvo prácticamente igual a la del año anterior. Se destacó el desarrollo que ha tenido el sector eléctrico, ya que hasta 2005 el país solo contaba con las centrales hidráulicas del río Negro y de Salto Grande, así como con las centrales a partir de combustibles fósiles en el entorno a Montevideo. En años posteriores entraron en operación una serie de generadores eólicos, solares y a base de biomasa, distribuidos en todo el territorio nacional.

Otro dato relevante que marcó el año 2022 fue que la generación eléctrica de origen renovable volvió a estar en niveles mayores a 90%, luego de que en 2021 registrara un valor de 85%. Ese año, se registró una exportación significativa de electricidad a países vecinos, y esa electricidad tuvo un componente importante de fósiles en su generación.

El BEN 2022 mostró que el consumo final energético tuvo una leve variación para el último año (+0,5%). Si se realiza un análisis por fuente de energía, se observa que el principal consumo se dio en derivados de petróleo (40%), seguidos por los residuos de biomasa (27%) y, en tercer lugar, por la electricidad (21%). La mayoría de los energéticos han aumentado su consumo en 2022, salvo los relativos a la biomasa, dentro de los cuales se destaca la disminución en el consumo de biodiésel.

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Con la presencia del Ministro de Energía, Diego Pardow, e importantes representantes del sector eléctrico, el gremio de las pequeñas y medianas generadoras – GPM AG, celebró sus primeros diez años de vida con una reunión de camaradería con el que se buscó profundizar el sentido de comunidad y cooperación entre sus actores.

El evento estuvo encabezado por el director ejecutivo del gremio, Matías Cox, quien destacó el rol que cumple este segmento en el desarrollo del sector, pero fundamentalmente, de cara a la transición energética.

“Las pequeñas y medianas generadoras que representamos, desempeñan un rol fundamental en el desarrollo de un sector energético más inclusivo y equitativo”, destacó Cox, a la vez que hizo un llamado a generar regulaciones que fomenten la competencia en la industria.

“Para una transición energética exitosa, tenemos que mantener y no castigar a las tecnologías que están sosteniéndola, haciendo regulaciones que permitan que todos los actores puedan seguir contribuyendo a los objetivos de carbono neutralidad que nos hemos impuesto. Hoy, ningún megawatt sobra: la energía más cara y la que más contamina es la que no se tiene”, remarcó.

Por su parte, el presidente de GPM AG, Rodrigo Sáez, destacó que, como gremio, su principal misión ha sido trabajar para promover una cancha pareja en el mercado energético: “Debemos velar por la igualdad de condiciones para todos los actores, independientemente de su tamaño o capacidad financiera”.

“Es necesario que promovamos la descentralización de la generación eléctrica. Las pequeñas y medianas generadoras pueden desempeñar un papel clave en este proceso, al acercar la producción de energía a los centro de consumo y contribuir así al desarrollo regional”, agregó.

Premiación
Durante la instancia, GPM AG entregó un reconocimiento al Instituto de Sistemas Complejos de Ingeniería de la Universidad de Chile por su importante aporte al desarrollo de nuestro sector eléctrico, gracias a su mirada del sector con una perspectiva de mediano y largo plazo, que ha permitido abrir discusiones y espacios de diálogo.

“Quisimos reflejar en esta institución a toda la academia, que es un actor fundamental en los desafíos que enfrentamos como sector. Son entidades que no aportan y que permanentemente nos llaman a la reflexión y a pensar más allá de las urgencias”, indicó Laura Contreras, vicepresidenta y directora de GPM AG.

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El presidente de la República, Gustavo Petro, expidió ayer el Decreto 1276 del 31 de julio de 2023 (DESCARGAR), en el que anuncia medidas de declaración en Estado de Emergencia Económica, Social y Ecológica de La Guajira y fija una serie de medidas

Entre sus alcances, se implementarán medidas de sostenibilidad económica para la subsistencia de la población. Se da prioridad a los proyectos de energías verdes en este departamento para la asignación de cargo por confiabilidad, y se otorgan beneficios tributarios a esquemas de almacenamiento, baterías, estabilidad de la red y servicios complementarios.

También determina que los contratos de suministro de energía media anual de largo plazo, otorgados en las subastas de los años 2019 y 2021, y los cuales dependían de la entrada en operación de los Proyectos de Fuentes no Convencionales de Energía Renovable que se ejecutan en la Guajira, se modifiquen en el sentido de suspender temporalmente la obligación hasta que entre en operación el proyecto de generación objeto del contrato y como plazo máximo julio de 2025.

Así mismo, hasta 2026, se apropian recursos y se prestará garantía nación para que Gecelca S.A. E.S., empresa pública, inicie la transformación de las termoeléctricas de carbón Guajira 1 y Guajira 2 a energías renovables no convencionales. “Le señala su transformación a un modelo de generación de cero emisiones netas de C02”, explica a Energía Estratégica, Hemberth Suárez Lozano, socio fundador de OGE Legal Services.

Entre los principales ejes, el especialista agrega que este decreto crea medidas para ampliar el acceso al servicio de energía eléctrica en el Departamento de La Guajira.

También, agrega el especialista, se impulsa la figura de las comunidades energéticas porque destina recursos para que a través de ellas se ejecuten soluciones energéticas en el departamento de La Guajira. “Lo anterior significa que las empresas proveedoras de bienes y servicios como son paneles solares fotovoltaicos presentarán un incremento en su demanda”, remarca.

Además, señala que ECOPETROL S.A. podrá desarrollar y ejecutar proyectos de generación de Fuentes no Convencionales de Energía Renovable (FNCER) en el departamento de La Guajira, por sí mismo o mediante terceros.

“Esta es una señal contundente contra la generación contaminante, se puede advertir como una medida aniquiladora de la generación a partir del carbón en Colombia”, resume Suárez Lozano.

Consultado sobre de qué manera repercute esta medida sobre en los proyectos de energías renovables, el abogado señala que “incide de forma contundentemente favorable para la generación de energía con Fuentes No Convencionales de Energía Renovable, por lo siguiente:

Primero: En la subasta del cargo por confiabilidad adjudicará Obligaciones de Energía en Firme al precio de cierre de la subasta. Lo cual garantizará la sostenibilidad financiera del proyecto renovable. Recordemos que en el 2019 el precio de adjudicación de la subasta del cargo por confiabilidad fue de 15.1 Dólares (USD) por megavatio-hora (MWh).

Segundo: Hasta el 22 de julio de 2025 se suspendió la obligación de suministro de energía respecto de los contratos de la última Subasta del Contrato de Largo Plazo. Recordemos que esta es la subasta que es exclusiva para las Fuentes No Convencionales de Energía Renovable”.

¿Era una medida esperada por el sector?

Ante esta consulta, Suárez Lozano responde afirmativamente y recuerda: “el Gobierno había anunciado gran parte de estas medidas en el borrador que publicó de reglamentación de algunos artículos de la Ley del Plan Nacional del Desarrollo”.

Otras medidas

Además, el Decreto 1276 autoriza y ordena a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) para crear un régimen tarifario especial y diferencial de carácter transitorio para el departamento, que asegurará la prestación eficiente y sostenible del servicio público domiciliario, enfocado en la atención de áreas vulnerables del departamento.

Asi mismo, para tener recursos y asegurar mayor energización en las zonas no interconectadas del área rural de la Guajira, desde el mes siguiente a la expedición del decreto 1276 de julio 31 2023 y hasta por un término de seis (6) meses, se incluirá en las facturas de servicio público de energía eléctrica a escala nacional de los estratos 4, 5 y 6 un “Aporte Departamento de la Guajira”, de mil pesos ($1.000) por factura.

En los estratos comerciales e industriales, este aporte será de cinco mil pesos ($5.000) por factura, contribución que equivale a menos del 0,8% del promedio que pagan estos usuarios mensualmente. Los recursos recaudados serán administrados por el Ministerio de Minas y Energía.

La entrada Colombia publica resolución clave para comenzar a aprovechar el recurso renovable de La Guajira se publicó primero en Energía Estratégica.

El Directorio de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica de Brasil (ANEEL) aprobó la segunda subasta de transmisión de energía de 2023, prevista para el 15 de diciembre en la sede de B3 de la ciudad de São Paulo. 

La confirmación de la convocatoria llegó un mes después de la adjudicación de la primera subasta de transporte eléctrico del año en la que asignó siete ganadores para 6200 kilómetros de infraestructura eléctrica y 400 MVA de capacidad de transformación de subestaciones (ver nota). 

Y si bien se esperaba que, en esta oportunidad, se licitarán 4471 kilómetros en líneas de transmisión para fines de octubre, tras 120 contribuciones de 21 entidades participantes de la consulta pública, la ANEEL determinó que finalmente se hará el llamado para la construcción y mantenimiento de más de 3000 kilómetros de líneas de transmisión y cerca de 9840 MW. 

Y la misma será una de las más pequeñas de la historia del país en cuanto a número de lotes (3), pero de las más altas en términos de inversión esperada. 

“Hablamos de R$ 21,7 mil millones, lo que traerá más energía eléctrica, oportunidades y, principalmente, más empleos y rentas, con al menos 37000 empleos directos e indirectos. Es un evento que reafirma nuestro compromiso y el del presidente Luiz Inácio Lula da Silva para promover el desarrollo a través de nuestra electricidad”, afirmó el ministro de Minas y Energía de Brasil, Alexandre Silveira.

Se prevén 1.190 km de corriente alterna, además de la implementación de un bipolo de corriente continua con una longitud aproximada de 1.440 km, una importante ampliación de la capacidad de intercambio entre las regiones Norte/Nordeste y Sudeste/Centro-Oeste. 

“Con esto, casi que duplicaremos la oferta de energía para el año 2030, pasando de un estimado de 17,5 GW a 32GW, posibilitando el abastecimiento de generación renovable en las regiones Norte/Nordeste”, aseguró el secretario nacional de Transición Energética y Planificación del MME, Thiago Barral.

Los tres lotes en cuestión implican la construcción de once proyectos en los estados de Goiás, Maranhão, Minas Gerais, São Paulo y Tocantins, con plazos de construcción que varían entre los 60 y 72 meses. 

El lote N°1 es el de mayor envergadura (R$ 18,1 mil millones) ya que comprende alrededor 1468 km de líneas de transmisión de corriente continua a lo largo de tres entidades federativas. Y dada su complejidad, ANEEL definió dividir ese segmento en cuatro sublotes para incrementar la competitividad: 

1A: 

LT 500 kV Presidente Dutra – Graça Aranha C3, CS, con 18,2 km;
SE ±800 kVcc/500 kV Graça Aranha;
SE ±800 kVcc/500 kV Silvânia
Trechos de LT 500 kV entre a SE Graça Aranha seccionamiento de  LT 500 kV Presidente Dutra – Teresina 2 C1, con 2 x 7,5 km;
Trechos de LT 500 kV entre la SE Graça Aranha y seccionamiento de LT 500 kV Presidente Dutra – Teresina 2 C2, con 2 x 6 km

1B: LT ±800 kVcc Graça Aranha – Silvânia, con 1468 km
1C: Compensación Síncrona 500 kV, 3x (-300/+300) Mvar, en SE Graça Aranha
1D: Compensación Síncrona 500 kV, 3x (-300/+300) Mvar, en SE Silvânia

Ante ello, los interesados ​​en ese lote completo, o en alguno de los sublotes, deberán entregar al martillero cinco sobres, contengan o no puja válida por el lote y los cuatro sublotes. Mientras que el subastador realizará dos rondas: la primera para elegir si la subvención será para un contrato único o los cuatro 

E independientemente de la diferencia entre la propuesta formada por la suma de las ofertas más bajas de los sublotes y la mejor oferta de todo el Lote 1, solo avanza la solución con el valor global más bajo. Mientras que la segunda ronda se hará a viva voz, en caso de existir propuestas como máximo un 5% por encima de la propuesta más baja. 

¿Cuáles son los otros lotes? 

Lote N° 2

LT 500 kV Silvânia – Nova Ponte 3, C1 e C2, CD, com 330 km;
LT 500 kV Nova Ponte 3 – Ribeirão Preto, C1 e C2, CD, com 221 km.

Lote N° 3

LT 500 kV Marimbondo 2 – Campinas, C1, CS, com 388 km.

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A través de un comunicado la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (PROINVERSIÓN), informó que adjudicó a la empresa Celeo Redes S.L.U. el proyecto “Línea de Transmisión 500 kV Subestación Piura Nueva – Frontera”, que garantizará la interconexión eléctrica entre Perú y Ecuador con eficiencia y calidad durante 30 años.

De esta forma, la empresa española Celeo Redes S.L.U. con presencia en Brasil, Chile, Perú y España, ganó la Buena Pro al ofertar un costo de inversión total de US$ 107.6 millones y un costo de operación y mantenimiento anual de US$ 1.06 millones.

De acuerdo a Proinversión, esta cifra representa un ahorro de más de 50% para el Estado en los costos de inversión y de operación y mantenimiento anual, considerando que los valores máximos para el presente concurso eran de US$ 223 y 5.24 millones, respectivamente, beneficiando a más de un millón 147 mil habitantes del norte del país.

El proyecto, a ejecutarse en la modalidad de APP autofinanciada, comprende el diseño, financiamiento, construcción, operación y mantenimiento de la línea de transmisión de 500 kV en territorio peruano, desde la Subestación Piura Nueva hasta el punto de cruce de la frontera en Ecuador y la ampliación de dicha Subestación . El plazo de concesión comprende 46 meses para la construcción y puesta en funcionamiento, y un período de 30 años para la operación.

Bajo estos plazos, desde la Agencia estiman que en 2027 podría estar operativa la interconexión, incrementando la capacidad y seguridad del suministro eléctrico entre ambos países ante la ocurrencia de eventos naturales como terremotos, inundaciones, etc.

A su vez, revelaron que este proyecto propiciará el intercambio de energía barata entre los dos países, porque la hidrología del Perú se complementa con la de Ecuador; es decir, cuando en Perú es época de lluvias en Ecuador no lo es, y viceversa, lo que permite que cuando haya excedentes de generación hidráulica en un país se tenga acceso a precios menores en el otro.

También se prevé la construcción de Ecuador del tramo que le corresponde en su territorio para que ambos tramos se encuentren en la frontera.

Según pudo saber Energía Estratégica, General Manager de Celeo Chile, Alan Heinen, destacó en sus redes sociales: «Seguimos comprometidos con el desarrollo de infraestructuras sostenibles y la fiabilidad en el sector de la transmisión eléctrica. Hoy ganamos la licitación que interconectará Perú y Ecuador, un proyecto estratégico que impulsará con eficiencia y calidad el desarrollo de las actividades comerciales, industriales y de servicios en el norte peruano. Felicitaciones al equipo por su excelente trabajo».

Por su parte, José Salardi, director ejecutivo de PROINVERSIÓN anunció: “Seguimos trabajando en crear mayores oportunidades de desarrollo a través de más proyectos APP. Este año tenemos previsto adjudicar otros 7 proyectos de transmisión eléctrica por más de US$ 1,000 millones”.

Cabe destacar que esta adjudicación se llevó adelante tras un proceso competitivo de tres empresas operadoras a nivel internacional que participaron en la fase final del concurso y es resultado de un trabajo intenso y coordinado entre PROINVERSIÓN, el Ministerio de Energía y Minas (concedente), el COES, el Ministerio de Economía y Finanzas y el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN).

La aceptación y el apoyo de Osinergmin por el proyecto

Días atrás se realizó el foro el Foro de interconexión regional eléctrica Perú  en el centro de altos estudios nacionales, cuyo objetivo fue crear un espacio de reflexión que permitió plantear los desafíos fundamentales en la construcción, operación y regulación del proyecto.

En dicho evento Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) tuvo una participación activa y dejo evidenciado la importancia de avanzar correctamente en el proyecto para que sea un éxito y un ejemplo a seguir para otras regiones de Perú.

En ese marco, el ingeniero Severo Buenalaya Cangalaya, gerente de generación y transmisión eléctrica de Osinergmin, afirmó: «En línea con su plan, este proyecto pasa a ser un sistema garantizado de transmisión y va a ser pagado íntegramente por la demanda lo cual garantiza un pago por 30 años. Por ese lado hay garantía total de que será bien remunerado».

A su turno, el Ingeniero Leonidas Sayas Poma Generende encargado de supervisión de electricidad del organismo nacional también señaló: «El éxito de este proyecto depende de trabajar en forma holística para que todos acompañemos a que la inversión se ejecute, se construya, se concluya y se opere en beneficio de todo Perú».

La entrada Celeo ganó licitación para la interconexión eléctrica de Perú y Ecuador se publicó primero en Energía Estratégica.

JinkoSolar Holding Co., Ltd. (la «Compañía» o «JinkoSolar») (NYSE: JKS), uno de los fabricantes de módulos solares más grandes e innovadores del mundo, anunció hoy que ha sido reconocida como Logro Más Alto en General en 2023 por cuarto año consecutivo en el Informe del Índice de Módulos PV («PVMI») del Renewable Energy Testing Center («RETC»).

El informe anual PVMI de RETC recopila datos de pruebas avanzadas rigurosas realizadas en los módulos a lo largo de 12 meses. La designación de Logro Más Alto en General es el reconocimiento más alto otorgado, que reconoce a los fabricantes que han sobresalido en las tres categorías de prueba: confiabilidad, rendimiento y calidad.

«Nos enorgullece recibir el reconocimiento de Logro Más Alto en General de RETC, un laboratorio de terceros confiable. El reconocimiento brinda a los clientes la confianza de que están adquiriendo módulos de primera clase, confiables y duraderos», dijo Nigel Cockroft, Director General de JinkoSolar (EE. UU.) Inc. «Nuestras inversiones continuas en I+D durante muchos años nos han llevado a un liderazgo duradero en productos».

«Por cuarto año consecutivo, JinkoSolar ha sido reconocida como Logro Más Alto en General, un logro raro», dijo Cherif Kedir, Presidente y CEO de RETC. «El reconocimiento ejemplifica el compromiso de JinkoSolar con la innovación, la calidad del producto y la confiabilidad, y demuestra que los módulos de JinkoSolar ayudan a los interesados en proyectos a obtener retornos de inversión superiores».

Acerca de JinkoSolar Holding Co., Ltd.

JinkoSolar (NYSE: JKS) es uno de los fabricantes de módulos solares más grandes e innovadores del mundo. JinkoSolar distribuye sus productos solares y vende sus soluciones y servicios a una base diversificada de clientes internacionales de servicios públicos, comerciales y residenciales en China, Estados Unidos, Japón, Alemania, Reino Unido, Chile, Sudáfrica, India, México, Brasil, Emiratos Árabes Unidos, Italia, España, Francia, Bélgica, Países Bajos, Polonia, Austria, Suiza, Grecia y otros países y regiones.

JinkoSolar tenía 14 instalaciones de producción en todo el mundo, 24 subsidiarias en el extranjero en Japón, Corea del Sur, Vietnam, India, Turquía, Alemania, Italia, Suiza, Estados Unidos, México, Brasil, Chile, Australia, Canadá, Malasia, Emiratos Árabes Unidos, Dinamarca, Indonesia, Nigeria y Arabia Saudita, y equipos de ventas globales en China, Estados Unidos, Canadá, Brasil, Chile, México, Italia, Alemania, Turquía, España, Japón, Emiratos Árabes Unidos, Países Bajos, Vietnam e India, hasta el 31 de marzo de 2023.

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LONGi, la empresa líder en tecnología solar, ha sido reconocida como 2023 Overall Highest Achiever en el Índice Anual de Módulos Fotovoltaicos (PVMI) publicado por el Centro de Pruebas de Energía Renovable (RETC, por sus siglas en inglés).

Este es el quinto año que RETC publica esta prestigiosa clasificación, siendo LONGi la única empresa que ha sido reconocida como Overall High Achiever en todas las ediciones.

Con sede en Fremont, California, RETC es un proveedor líder en pruebas de certificación y servicios de ingeniería para la industria solar, y el PVMI proporciona a los bancos y desarrolladores una referencia de confianza para la selección de módulos de alta calidad.

RETC pone a prueba los módulos durante 12 meses a través de 11 pruebas que abarcan las categorías de calidad, rendimiento y confiabilidad, con la designación Overall Highest Achievement otorgada a los fabricantes con altas puntuaciones en las tres áreas.

En 2023, LONGi aseguró su premio Overall Highest Achiever al recibir el reconocimiento High Achievement por la eficiencia del módulo, degradación inducida por la luz, archivos PAN, humedad y ciclo térmico.

“Estamos muy orgullosos de que RETC nos reconozca una vez más como Overall Highest Achiever”, comentó Steven Chan, director general de LONGi para Norte América.

“Debido a que las exhaustivas pruebas de bancabilidad de RETC van más allá de las normas de seguridad y certificación de módulos de referencia, este premio valida nuestros esfuerzos para proporcionar el mayor valor posible al cliente alcanzando una calidad, rendimiento y confiabilidad superiores”.

“Por quinto año consecutivo, RETC ha reconocido a LONGi como “Overall Highest Achiever en nuestro Índice Anual de Módulos Fotovoltaicos”, mencionó Cherif Kedir, Presidente y CEO de RETC.

“Este sobresaliente rendimiento interanual es un logro sin precedentes, ya que LONGi es la única empresa de módulos que RETC ha reconocido como la mejor entre las mejores en cada edición”.

“Dado el acelerado ritmo de cambio de la industria y sus cortos plazos entre la innovación y la producción en serie, las partes interesadas en los proyectos deben permanecer atentas a los riesgos técnicos” prosigue Kedir.

“Al demostrar un compromiso constante con la calidad, el rendimiento y la confiabilidad de los módulos, LONGi está mitigando las fuentes técnicas de riesgo e incertidumbre, contribuyendo a la construcción de un futuro más seguro y sostenible para la energía solar”.

Con esta quinta distinción consecutiva, LONGi refuerza el gran interés de la empresa por la I+D y la innovación de procesos para alcanzar los más altos estándares de calidad y confiabilidad del sector.

Durante más de dos décadas desde su fundación, LONGi ha sido pionera en múltiples generaciones de tecnología solar, incluyendo las obleas monocristalinas, las celdas tipo PERC y los módulos bifaciales, desarrollando algunos de los estándares de rendimiento y confiabilidad más rigurosos de la industria.

LONGi es la empresa de tecnología solar más valiosa del mundo, con una capacidad de producción en 2022 de 133 GW de obleas de monosilicio, 50 GW de capacidad de celdas y 85 GW de envíos de módulos, lo que equivale a una cuarta parte de la demanda del mercado mundial.

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El Departamento de Energía de los EE. UU. (DOE, por sus siglas en inglés) anunció hasta $453,5 millones del Fondo de Resiliencia Energética de Puerto Rico (PR-ERF, por sus siglas en inglés) destinados a aumentar las instalaciones residenciales de almacenamiento de baterías y energía solar fotovoltaica en techos en toda la región, con un enfoque para llegar y apoyar a los residentes más vulnerables de Puerto Rico.

Esta ronda de financiamiento brindará protección al consumidor e iniciativas educativas para apoyar el uso a largo plazo de los sistemas solares por parte de los residentes, así como un Premio Solar Ambassador para grupos comunitarios para ayudar al Departamento a identificar y conectarse con hogares elegibles, ayudando a lograr que Puerto Rico y el presidente Biden objetivo de reducir los costos de energía con una red resiliente alimentada con energía 100% renovable.

“Un futuro impulsado por energías renovables ofrecerá a los residentes de Puerto Rico más seguridad energética y más confiabilidad, al mismo tiempo que dejará a los hogares con facturas más baratas para pagar”, dijo la Secretaria de Energía de los Estados Unidos, Jennifer M. Granholm.

“DOE está utilizando todas las herramientas a nuestra disposición para ampliar el acceso a la energía limpia, especialmente para las comunidades en mayor riesgo, brindando a las familias la tranquilidad de saber que sus comunidades son resistentes frente a la crisis climática.

El Fondo de Resiliencia Energética de Puerto Rico (PR-ERF) 

En diciembre de 2022, el presidente Biden promulgó la Ley de Asignaciones Consolidadas para el Año Fiscal 2023, que incluyó $1 mil millones para establecer el PR-ERF para mejorar la resiliencia energética de los hogares y comunidades más vulnerables de Puerto Rico y ayudar al Estado Libre Asociado a cumplir su objetivo de ser 100 % renovable energía para 2050. El desarrollo del PR-ERF se ha basado en gran medida en la colaboración y los comentarios locales, incluida una Solicitud de Información (RFI) formal publicada en febrero de 2023, así como el compromiso constante del Secretario Granholm con los residentes y las partes interesadas en la región que consiste en reuniones estratégicas, ayuntamientos y sesiones de escucha comunitaria.

El anuncio de oportunidad de financiamiento de hoy, que es el primero disponible a través de PR-ERF y tiene un total de $ 450 millones, está diseñado para incentivar la instalación de hasta 30,000–40,000 sistemas de almacenamiento de batería y energía solar fotovoltaica para hogares unifamiliares de muy bajos ingresos que son:

Ubicados en áreas que tienen un alto porcentaje de hogares de muy bajos ingresos y experimentan cortes de energía frecuentes y prolongados; o
Con un miembro de la familia con una discapacidad dependiente de la energía, como usuarios de sillas de ruedas eléctricas o personas que usan máquinas de diálisis en el hogar.

Los posibles solicitantes pueden incluir la industria privada, organizaciones sin fines de lucro, cooperativas de energía, instituciones educativas y entidades gubernamentales estatales y locales. La financiación también apoyará los esfuerzos de protección del consumidor para brindar a los residentes que reciben instalaciones de almacenamiento de baterías y energía solar fotovoltaica con educación, capacitación y apoyo de protección al consumidor continuos.

La segunda ronda de financiación del PR-ERF se anunciará en una fecha posterior.

Las solicitudes de PR-ERF FOA deben presentarse el 18 de septiembre de 2023 a las 5:00 pm AT/ET. Visite el sitio web de Grid Deployment Office para obtener más información sobre el contenido de este FOA y cómo presentar una solicitud.

Premio Embajador Solar 

Además de la FOA, el DOE está anunciando el Premio Solar Ambassador, una oportunidad competitiva de financiamiento para que las organizaciones locales en Puerto Rico identifiquen hogares que califiquen y los ayuden a inscribirse en el programa de instalación de almacenamiento de baterías y energía solar fotovoltaica residencial del DOE para la primavera de 2024. El DOE otorgará un un total de $3.5 millones para hasta 20 organizaciones comunitarias en la región para realizar actividades de divulgación y compromiso con los hogares vulnerables en toda la región que califican para instalaciones de almacenamiento de baterías y energía solar fotovoltaica residencial. Las organizaciones seleccionadas de Solar Ambassador recibirán $15,000 en fondos iniciales y una compensación adicional según la cantidad de beneficiarios inscritos en el programa y verificados por el DOE.

Las solicitudes para convertirse en una Organización Solar Ambassador deben presentarse el 25 de septiembre de 2023 a las 5:00 p. m. (hora del este). El DOE y el Laboratorio Nacional de Energía Renovable organizarán un seminario web informativo público bilingüe sobre el Premio Solar Ambassador el 17 de agosto de 2023 a las 11:00 a. m. hora del este. Es necesario registrarse.

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Chile, gracias a su gran potencial energético, ha experimentado un significativo crecimiento en la generación de energías limpias durante los últimos años. Sin embargo, el gran desarrollo que ha tenido el sector energético ha traído consigo nuevos desafíos e inquietudes ante una serie de factores que están afectado a la industria. Una de las principales problemáticas es la saturación en la operación del sistema de transmisión eléctrica, una apremiante preocupación que debe solucionarse con prontitud y visión a futuro.

El rápido crecimiento y expansión de los proyectos de energías renovables ha superado la capacidad de las líneas de transmisión existentes, desencadenando problemas de congestión y restricciones en la inyección de esa energía a la red eléctrica. Sumado a la debilidad para llegar con la electricidad generada en las plantas a los centros de consumo, desaprovechando esa energía limpia y sustentable.

De acuerdo a datos del Coordinador Eléctrico Nacional, hasta el 20 de octubre de 2022, la energía vertida llegó a los 921,29 GWh, cifra equivalente al consumo eléctrico de 316.000 hogares y al 7% de la demanda residencial, lo que hubiese permitido evitar 681.755 toneladas de emisiones de CO2.
Ante este panorama, los proyectos Off-Grid se posicionan como una solución prometedora para mitigar la saturación actual de las redes eléctricas, junto con dar un paso crucial hacia un futuro más sostenible, aprovechando su potencial para cambiar la forma en que consumimos y producimos energía convirtiéndose en parte activa de la transición energética.

Los proyectos Off-Grid son sistemas de generación y distribución de energía totalmente independientes y autónomas que no dependen de las redes eléctricas centralizadas. Esta tecnología se basa en diversas fuentes renovables –como la solar o eólica- para almacenar energía a través de baterías asegurando el suministro en los tiempos que se requieran.

Las baterías portátiles sustentables ingresaron al mercado chileno reinventando la manera en cómo accedemos a la energía. Impulsar el desarrollo de estas iniciativas es una estrategia necesaria e inteligente para avanzar hacia un futuro energético más sostenible y resiliente que implica múltiples beneficios. Uno de ellos es el alivio de la saturación de las redes eléctricas, mejorando su eficiencia y estabilidad, junto con promover la descentralización y autonomía energética de los territorios, permitiendo a las comunidades y empresas generar su propia energía manteniendo el suministro incluso en situaciones de desastre o fallo en la red.

Otro beneficio es la estimulación e integración de la innovación tecnológica en la industria energética, abriendo la puerta para el desarrollo de más soluciones a los diferentes desafíos que irán surgiendo en el camino. Y sin duda, los proyectos Off-Grid se alinean con los objetivos de desarrollo sostenible, lo que ayudará a garantizar el acceso universal a la energía, ayudar a la lucha contra el cambio climático y la promoción de prácticas energéticas responsables.

En el contexto actual es de suma urgencia impulsar este tipo de soluciones para apoyar el complejo escenario de las líneas de transmisión energética en Chile, pero también para impulsar un cambio positivo en la forma que enfrentamos el crecimiento de la industria, asegurando un futuro energético estable, seguro, sostenible y próspero para todos los chilenos y chilenas.

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La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) aprobó las modificaciones de la Junta de Licitación para la Contratación de Compra de Capacidad Firme y Energía para los Usuarios de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).

Mediante la Resolución CREE-20-2023, resolvió que la Junta quedará integrada por: el Ing. Henry Orellana (presidente), Ing. Eduardo Bóleres (secretario), Ing. Eduardo Vega, Ing. Juan Sinclair, Abg. Jesús Aguilar, Abg. Ginna Hernández y Lcda. Fanny Sánchez.

La definición de estos miembros resulta crucial ya que la Junta de Licitación elaborará las bases de licitación tomando en cuenta los principios establecidos en la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE), sus reglamentos y normativa vigente, para luego proceder a lanzar la convocatoria.

Hasta el momento, los Términos de Referencia elaborados por la CREE ya sugieren la metodología de evaluación de las ofertas técnicas y económicas, así como los plazos que deberá cumplir el proceso de licitación.

Inicialmente, indica que el proceso denominado LPI N 100-010/2021 tiene como fin la contratación de 450 MW de tecnología variada (potencia firme) y bajo modalidad Build-Operate-Transfer (BOT).

Además, sugiere que la metodología de la licitación sea subasta de hasta cuatro rondas a sobre cerrado, a través de la cual todos los oferentes puedan realizar una nueva oferta en cada instancia para presentar precios de energía y/o potencia iguales o menores a la ronda anterior.

Para asegurar la obtención de precios más competitivos, esta convocatoria contempla la posibilidad de que, en función del volumen de ofertas presentadas, la CREE pueda definir una oferta virtual con el precio monómico máximo de compra que será permitido a ser adjudicado por parte de la Junta de Licitación. Resta saber si habrá consenso entre la CREE y la Junta para implementarla finalmente.

Hasta tanto, hay expectativas de que la licitación se convoque antes de final de este año 2023, ya que en los Términos de Referencia también se observa que “los requerimientos de capacidad firme y energía para un horizonte de 10 años remitidos por la ENEE establecen una necesidad de contratación de 450MW que deben estar en operación comercial dentro del primer trimestre del 2026 como fecha máxima, pudiendo iniciar el suministro a partir del 2023, inclusive de manera parcial”.

Honduras pública los términos de referencia para su licitación de 450 MW de capacidad firme y energía

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Ecuador, por su ubicación geográfica, su amplia ventaja en cuanto a recursos naturales y otros aspectos podría convertirse en un semillero de transición energética en América Latina, uniéndose así a otros países latinoamericanos que ya han dado sus primeros saltos en la carrera como México, Argentina y Perú.  

La implementación de alternativas energéticas sostenibles supone un reto a escala mundial. Pese a los esfuerzos que realizan las naciones por transformar sus fuentes de energía, los combustibles fósiles todavía lideran en los procesos productivos. El hidrógeno verde (H2) se proyecta como una alternativa innovadora para sustituir a los combustibles fósiles incluso en los sectores que parecen más difíciles de descarbonizar. Además, la introducción de este tipo de energía, a gran escala, puede ahorrar 6 gigatoneladas de emisiones de CO2 por año.

Ecuador tiene potencial de generación sustentable, ya que existen al menos 21 ubicaciones idóneas para emplazar proyectos de generación de energía renovable y producción de H2 verde, así mismo este tipo de energía podría producir: amoniaco, metanol, combustibles sintéticos e hidrógeno líquido.

En ese contexto, los miembros fundadores de la Asociación Ecuatoriana de Hidrógeno (H2Ecuador), junto con la embajada de Alemania en Ecuador y el Ministerio de Energía, llevaron a cabo una rueda de prensa con el fin de dar a conocer la importancia del hidrógeno verde y fomentar su aplicación en el Ecuador , a través de tres ejes principales: asesorar al Estado en el tema regulatorio, capacitación técnica y comunicación de la importancia de la implementación de este tipo de energía en el país.

Además, siguiendo las recomendaciones de la hoja de ruta la Asociación Ecuatoriana de Hidrógeno tiene planeado promover la inversión de USD 5 millones de H2 hasta el 2030, especialmente para la identificación de dos proyectos pilotos claves para atraer la inversión extranjera en concordancia con lo establecido en la Hoja de Ruta de Hidrogeno Verde del Ecuador, realizada por el Ministerio de Energía y el BID.

Entre los objetivos de la Asociación Ecuatoriana de Hidrógeno destacan la creación de una red con diferentes actores y sectores para el intercambio de información, educación y capacitación relacionadas con hidrógeno verde, vinculación con instituciones comparables fuera del Ecuador, promoción de proyectos piloto dentro del país para demostrar su aplicabilidad, asesoría en materia técnica, seguridad y certificación e implementación de la hoja de ruta adoptada por el Gobierno ecuatoriano.

El encuentro se llevó a cabo el jueves, 27 de julio de 2023, desde las 10h00 en el Swissôtel, y contó con la presencia del viceministro de Energía, Marcelo Jaramillo, Philipp Schauer, embajador de Alemania en Ecuador, titulares de la AHK Ecuador, altos directivos empresariales y otras autoridades del sector privado y académico

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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. 

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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.

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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. 

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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”.

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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.

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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.

La entrada Construirán una planta de energía renovable híbrida para la producción de amoníaco verde en Campeche se publicó primero en Energía Estratégica.

“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”.

La entrada Growatt se posiciona entre los 4 principales proveedores de inversores híbridos de almacenamiento se publicó primero en Energía Estratégica.

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.

La entrada SEV México y Solarever presentaron en Monterrey su nuevo auto eléctrico E-NAT se publicó primero en Energía Estratégica.

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.

La entrada ANES propone la cocción solar de alimentos para combatir la pobreza energética se publicó primero en Energía Estratégica.

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. 

La entrada Renova Energía subasta parte de un complejo eólico en Brasil de casi 200 MW de capacidad se publicó primero en Energía Estratégica.

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.

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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.

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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.

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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.

La entrada Alertan la necesidad de certidumbre política para ejecutar más proyectos renovables en Ecuador se publicó primero en Energía Estratégica.

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.

La entrada Abre el periodo de ofertas para la tercera licitación de renovables y almacenamiento de Puerto Rico se publicó primero en Energía Estratégica.

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.

La entrada Consultoría G2H destaca los retos para impulsar el hidrógeno verde en México se publicó primero en Energía Estratégica.

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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