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Seraphim planea incrementar su capacidad instalada a 1.5 GW en Latinoamérica en 2024

En el marco del megaevento Future Energy Summit realizado en República Dominicana, diversos players del mercado demostraron que la innovación constructiva y desarrollo tecnológico son aliados elementales para lograr mayor competitividad en el sector fotovoltaico en Latam.

Uno de ellos fue José Luis Blesa, director de ventas para Latinoamérica de Seraphim, quien reveló a Energía Estratégica el crecimiento que ha tenido la compañía y sus objetivos previstos para los próximos años.

“A nivel global, tuvimos un reciente incremento de la capacidad instalada este año. De 7.5 GW alcanzamos los 12 GW anuales. Tenemos un plan estratégico bastante ambicioso que considera llegar a un crecimiento de hasta los 36 GW entre el año 2025 y el 2027”, explicó.

“En América Latina, este año vamos a andar en 600 MW pero el año que viene entraremos mucho más fuerte y nuestra meta es alcanzar los 1.5 GW y tratar de ir incrementando ese número en forma paulatina”, agregó.

Mercados más atractivos

Según el experto, desde la óptica global los 4 mercados gigantes son Estados Unidos, China, India y Brasil y en lo que respecta América Latina, Brasil lidera ese ranking, precedido por Chile, México y Colombia. 

“Nuestra participación global de producción es del 2.7 al 3 % de la capacidad instalada de producción. Nuestro objetivo es posicionarnos entre los top 5 en el mundo”, señaló.

De esta forma, Blesa aseguró que la demanda en América Latina se posiciona muy bien de la mano de Brasil.

“Brasil está ostentando para el año 2023 entre 2.6 y 2.8 GW tan solo de utility scale y Chile 2.1 GW.  Y en conjunto la región está mostrando una tendencia del orden de los 13 GW promedio anuales hasta el 2025. Esto es interesante porque el número duro total en el mundo es de 54 GW en los próximos 2 años”, afirmó.

Bajo estas proyecciones de cadena de suministro, el ejecutivo aseveró: “Centroamérica se transforma en uno de los mercados más atractivos de la región por las facilidades del acompañamiento que tiene desde los gobiernos para el desarrollo tecnológico. En esos países estamos desarrollando mercados y haciendo scouting de clientes”.

Productos destacados

De acuerdo al experto, actualmente Seraphim está ofreciendo dos tipos de productos: de 182 milímetros de celda y 210 milímetros de celda y las tecnologías que desarrollan son la Mono perc y “el paso siguiente” que sería la N-Type TopCon.

“La tecnología Mono perc tiene una eficiencia entre el 21 y el 22% y la  n-type topcon supera el 22% aproximándose al 23%. Los rangos de potencia van desde 410 watts en un módulo de celda de 182 milímetros y de 675 watts en un módulo celda de 210 milímetros tipo p pec”, confirmó.

Comprometidos con lograr la evolución y la eficientización tecnológicas, Seraphim está catalogado como fabricante de módulos solares de nivel 1 por BNEF. Al mismo tiempo está clasificado por PV Evolution Labs como Proveedor Superior de Módulos.

Asimismo, la multinacional está acreditada como Planta de Fabricación Inteligente Batch I por el Gobierno de Jiangsu, Certificado de Acreditación de Laboratorio de Testigos (WMTC) por CSA y DEKRA.

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Ursula von der Leye: «Argentina se convertirá en un centro regional de energía renovable”

El gobierno de Argentina y la Comisión Europea firmaron un Memorándum de Entendimiento de Asociación Estratégica sobre Cadenas de Valor Sostenibles en Materias Primas con el que se busca promover una mayor integración económica entre las regiones y potenciar las oportunidades comerciales y financieras para el país. 

Y uno de los pilares del acuerdo está directamente vinculado con que Europa se involucre más activamente en agregarle valor a la producción de litio a través de la producción de baterías, en la explotación de cobre y otros minerales claves para la cadena de las energías limpias y, por ende, producir y comercializar hidrógeno verde

Bajo ese contexto, Ursula von der Leye, presidenta de la Comisión Europea, se refirió a la “transformación verde”, principalmente en el ámbito energético, y señaló el enorme potencial solar, eólico y de H2V del país para concretar inversiones provenientes del viejo continente. 

“Argentina se convertirá en un centro regional de energía renovable con el apoyo de la plataforma de inversión Global Gateway”, afirmó durante una conferencia de prensa en Casa Rosada. 

“Esto acelerará su transición hacia la energía limpia, creará puestos de trabajo y, por supuesto, interesa mucho a la Unión Europea porque ésta necesita tener un proveedor de energía limpia que sea fiable”, agregó. 

Global Gateway es una iniciativa de la UE, presentada por la Comisión Europea y el Alto Representante de la Unión Europea para Asuntos Exteriores y Política de Seguridad el 1 de diciembre de 2021, con el objetivo de movilizar 300.000 millones de euros para 2027 para proyectos de infraestructura sostenible en todo el mundo.

Plan que dentro de ese presupuesto incluye que el bloque invertirá 10.000 millones de euros en Latinoamérica y el Caribe, y que se completará con contribuciones adicionales de los Estados miembro y de inversores del sector privado.

Y cabe destacar que estas declaraciones y la propia firma del Memorándum de Entendimiento llegaron apenas horas más tarde de que la UE prometió invertir 2.000 millones de euros para desarrollar la economía del hidrógeno verde en Brasil y reafirmó su interés en la región de LATAM. 

Además ,Ursula von der Leye apuntó a la importancia que tendrá el litio y el desarrollo de nuevas cadenas de valor que vayan “más allá de la mera extracción” y que ese valor añadido se mantenga en la región para generar más puestos de trabajo y oportunidades empresariales. 

“El litio es crucial para las tecnologías de energía limpia, está en las baterías, en las turbinas eólicas y como el mundo entra en la era de las tecnologías limpias para combatir el cambio climático, la demanda de litio crecerá de manera exponencial, tanto en Latinoamérica como en el planeta entero”, sostuvo. 

“Esta es la gran oportunidad para que Argentina desarrolle este sector con las cadenas de valor apropiadas. Por ejemplo, la demanda europea de litio se espera que crezca doce veces para 2030, y estos acuerdos harán que haya flujos de inversión mayores, en infraestructura de alta calidad y sostenible que podrá suponer un apoyo importantísimo en la economía mundial”, manifestó.

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Iberdrola firma el acuerdo vinculante para vender el 55% de su negocio en México por 6.000 millones de dólares

Iberdrola México y Mexico Infrastructure Partners (MIP) han firmado el acuerdo vinculante, por el que el fideicomiso liderado y gestionado por MIP adquiere el 55 % del beneficio bruto de explotación (ebitda) de Iberdrola en el país, incluyendo los contratos asociados y los más de 410 empleos relacionados. La eléctrica conservará 13 plantas, toda su actividad con clientes privados y su cartera de proyectos renovables para seguir incrementando sus activos eólicos y solares en el país en los próximos años.

Dentro del acuerdo, el 99% corresponde a ciclos combinados de gas y el 87 % a plantas que operan bajo el régimen de Productor Independiente de Energía, contratadas con la CFE. La operación se cierra de acuerdo con los términos acordados y el calendario previsto.

En concreto, serán los ciclos combinados de gas, que operan bajo régimen de Productores Independientes de Energía contratados con la Comisión Federal de Electricidad (CFE), Monterrey I y II -449 MW-, Altamira III y IV -1.096 MW-, Altamira V -1.155 MW-, Escobedo -878 MW-, La Laguna -537 MW-, Tamazunchale I -1.179 MW-, Baja California -324MW-, Topolobampo II -917 MW- y Topolobampo III -766 MW-, junto con el activo eólico La Venta III -103 MW-, que suponen un 87% del total de la capacidad instalada a desinvertir, y los ciclos combinados de gas privados de Monterrey III y IV -477 MW-, Tamazunchale II -514 MW- y Enertek -144 MW-. Los más de 400 empleados de estas instalaciones también pasarán a formar parte del fideicomiso liderado y gestionado por MIP.

El valor acordado para la venta asciende a, aproximadamente, 6.000 millones de dólares. La operación cuenta con el apoyo financiero del Fondo Nacional de Infraestructura de México (Fonadin) y otras entidades financieras públicas vinculadas al Gobierno de México.

La compañía cuenta en el país con una cartera de 6.000 MW de proyectos renovables para asegurar energía a sus clientes privados.

El pasado mes de abril el presidente de Iberdrola, Ignacio Galán y el presidente del Gobierno de México, Andrés Manuel López Obrador anunciaron el inicio de una nueva etapa tras la firma de un acuerdo de intenciones suscrito entre filiales de Iberdrola México y México Infrastructure Partners (“MIP”) que se cerró ayer. Ambos presidentes se comprometieron en avanzar en el desarrollo de las energías renovables en el país.

De hecho, en la sesión extraordinaria de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) de México y como único punto del día, el órgano autorizó el permiso de generación a Iberdrola de la central eólica Santiago.

Este parque renovable se ubica en el estado de Guanajuato y tendrá una capacidad de 105 MW. La solicitud de permiso de generación fue presentada ante el regulador por la empresa española el pasado 13 de octubre de 2022.El proyecto fue votado y aprobado por unanimidad en una breve sesión.

El Grupo Iberdrola, a través de las nuevas inversiones que llevará a cabo en México, reafirmará su liderazgo en el desarrollo de energías renovables en el país.

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Ecuador trabaja en tres proyectos de regulación para impulsar la generación distribuida

De acuerdo a la Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales no Renovables (ARCERNNR), el número total de Sistemas de Generación Distribuida para Autoabastecimiento (SGDA) de consumidores regulados en operación se ha incrementado en los últimos meses: de 423 hasta el 31 de diciembre de 2022 (17,1 MW) a 486 hasta el 30 de marzo de 2023 (24,2 MW).

Para consolidar esta matriz energética limpia, el Gobierno Nacional implementa políticas encaminadas al fortalecimiento de la confianza de los usuarios a través de un marco legal basado en la seguridad jurídica con regulaciones previsibles y simplificadas.

En efecto, Geovanny Pardo Salazar, coordinador técnico de Regulación y Control Eléctrico de la Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales no Renovables (ARCERNNR) de Ecuador detalla los proyectos normativos en los que están trabajando para diversificar la generación distribuida en el país.

  ¿Qué novedades tienen en agenda este año en lo que respecta a las energías renovables?

La Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales No Renovables (ARCERNNR) se encuentra trabajando en tres proyectos de regulación en los que las energías renovables tienen un rol muy importante. Los proyectos de regulación promueven el desarrollo de la generación distribuida (generadores con capacidades entre 100 kW y 10 MW que serían desarrollados por empresas con Contrato de Concesión), y el desarrollo de la generación distribuida para el autoabastecimiento de consumidores regulados y no regulados (generadores con capacidades menores a 1 MW).

Los proyectos de regulación contienen, principalmente, las disposiciones para la instalación, conexión, operación, mantenimiento y tratamiento comercial de proyectos de generación distribuida y autoabastecimiento.

Es importante mencionar que el proyecto de regulación para el autoabastecimiento de consumidores no regulados ya fue aprobado el 24 de mayo de 2023, y que los otros proyectos se están desarrollando para mejorar regulaciones previamente aprobadas por la ARCERNNR, Regulación Nro. ARCERNNR-001/2021 y Regulación Nro. ARCERNNR-002/21.

¿Qué desafíos vinculados a Energías Renovables identifican que deberán ser abordados en la próxima normativa? 

Los proyectos de regulación mencionados anteriormente tienen los siguientes desafíos:

Incrementar la capacidad instalada de generación distribuida, desarrollada por empresas y por consumidores regulados y no regulados
Establecer los precios de venta de energía para proyectos de generación distribuida desarrollados por empresas.

 Incluir nuevas modalidades para el autoabastecimiento de consumidores regulados, especialmente para consumidores ubicados en condominios o conjuntos residenciale
  Me comentabas que estabas trabajando sobre un código de red. ¿Me contarías de que se trata?

El código de red es un marco normativo que integra varias temáticas regulatorias, especialmente aquellas relacionadas con los requisitos técnicos y operativos que deben cumplir los generadores y cargas para conectarse a un sistema eléctrico de potencia; y, por otra parte, los criterios técnicos y operativos que deben considerar tanto el operador de un sistema eléctrico de potencia como los operadores de redes de distribución, generadores y cargas, para garantizar la operación segura del sistema y la prestación del servicio de energía eléctrica bajo estándares de calidad.

La ARCERNNR se encuentra elaborando el código de red, y aspira a expedirlo a finales del presente año.

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La central Hidroituango llega a 4.000 horas de operación con sus dos unidades de generación

Con un aporte al Sistema Interconectado Nacional (SIN) de 1.637 gigavatio-hora (GWh), gracias a las más de 6.000 horas de funcionamiento que reportan las dos primeras unidades de generación de Hidroituango, con corte al 31 de mayo pasado, la Central entrega energía limpia y renovable para todos los colombianos.

Para cubrir la garantía de las dos unidades de generación de Hidroituango, EPM sigue las recomendaciones del fabricante que dice que se debe parar cada turbina a las 1.000, 2.000, 4.000 y 8.000 horas de funcionamiento. En este sentido, este 13 de junio inicia mantenimiento por garantía de las 4.000 horas la unidad 1 y, el próximo 24 de julio, la unidad 2.

Después del período de la garantía y gracias a la experiencia que desde la misma organización se tiene con este tipo de tecnología, se efectuarán mantenimientos semestrales, anuales y bienales.

La Central Hidroituango realiza lo planeado y aprobado por XM, que opera el Sistema Interconectado Nacional (SIN) y es el administrador del Mercado de Energía Mayorista de Colombia. Precisamente, esta empresa es la encargada de aprobar los mantenimientos de todas las centrales de generación de energía en Colombia, incluida la Central Hidroituango.

Hidroituango posee turbinas tipo Francis, las mismas de grandes centrales de generación de EPM, como Porce II, Porce III, Playas, Guadalupe IV y Troneras que llevan operando por cerca de 60 años de forma confiable y segura. Contar con este tipo de máquinas en otras centrales ha permitido que la Compañía tenga funcionarios expertos en su operación y mantenimiento.

Para esta ocasión y lo que corresponde a las 4.000 horas de funcionamiento de la unidad 1 se inspeccionará el túnel de conducción, la cámara espiral, el tubo de aspiración, los álabes móviles de las turbinas, el rodete, el rotor, el estator y la instalación de los servomotores, entre otros.

Eficiencia máxima para las unidades 1 y 2

En la actualidad los dos generadores de Hidroituango han venido entregando la energía que la capacidad del nivel del embalse les permite, pues debido a la contingencia de 2018, la cota del embalse se ha mantenido en 408 metros sobre el nivel del mar (msnm) y no ha sido posible subir el embalse al nivel máximo de operación, en la cota 420 msnm.

Durante el mantenimiento de las 4 mil horas se incluye el cambio de los servomotores, piezas que controlan el ingreso de agua a la turbina, con el fin de aumentar su capacidad a 300 MW sin tener el embalse en su máximo nivel. Esto permitirá seguir cumpliéndole al país con la energía necesaria ante la posible llegada del fenómeno de El Niño en el segundo semestre del año.

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KFG alerta la necesidad de financiamiento para biogás y renovables en México

Durante el III Foro Nacional Biogás (ver transmisión), diferentes actores y profesionales del sector destacaron la importancia del Biometano en la sustentabilidad y su inclusión en la matriz energética para la generación de hidrógeno verde.

En este marco, Kristy Peña Muñoz, Founder & CEO of Strategic Management for Biogas Plant Projects en KFG EnviroSmart Solutions,  agencia ingenieril de innovación tecnología y social enfocada en energías renovables, relevó los desafíos que debe resolver el país para impulsar esa industria.

“En términos de disponibilidad de biomasa, el potencial de México en la generación de Biogás y Biometano, es suficiente para traer inversiones de gran escala porque tenemos suficientes residuos orgánicos. No obstante, se vuelve difícil esa decisión cuando empezamos a poner números sobre la mesa”, aseguró. 

“Debemos poner claridad en cuál es la inversión por kilovatio eléctrico o por BTU anual que se produce. También analizar de donde vamos a sacar el financiamiento y quien va a ser el operador o dueño de la planta. Entonces la matriz se vuelve complicada: hay sustrato disponible pero se debe resolver la logística y el financiamiento de los proyectos”, agregó. 

En este sentido, la experta advirtió que si bien México cuenta con una alta disponibilidad de biomasa, el país tiene un extensión territorial muy grande y carece de sistemas ferroviarios importantes para transportar ese sustrato a distintos puntos del país. 

De esta forma, Peña Muñoz enfatizó: “El elemento de logística puede ser una traba muy importante a la hora de localizar los proyectos y planificar su tamaño”.

A modo de ejemplo, reveló que la empresa KFG tiene un posible proyecto de un cliente que les solicita desarrollar una megaplanta de 14 MW eléctricos en Yucatán. Sin embargo, el reto es transportar las siete mil toneladas de estiércol al día en materia fresca contemplada teniendo en cuenta que hay radios de 80 y 100 kilómetros de movimiento solamente para llevar el material. 

En resumen, para la especialista, este tipo de proyectos a nivel utility requieren analizar los desafíos de la logística y de la inversión porque no es lo mismo, si es privada, pública o extranjera de algún fondo internacional.

“Hay que definir quién será el agente operador y dueño de este proyecto y en base llegar al punto de acuerdo. Es muy importante la participación del sector privado para desarrollar con ellos los proyectos y liberarnos de cualquier situación burocrática del Estado”, señaló.

“Actualmente, México se encuentra literalmente en pañales. Estamos comenzando pero es importante iniciar con algo. Deberíamos iniciar proyectos menos ambiciosos pero más realistas en términos económicos de alcance de financiamiento”, concluyó.

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Panamá marca un hito en el crecimiento interanual de solar fotovoltaica en autoconsumo

Panamá registra 2351 usuarios con sistemas de generación a partir de tecnología solar fotovoltaica interconectada a redes de distribución. 

En total, estos suman 76.77 MW capacidad en autoconsumo de acuerdo con cifras de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) hasta mayo del 2023. 

Es preciso remarcar este número ya que dio un gran salto en los últimos 12 meses, en los cuales sumó 21,14 MW de capacidad solar fotovoltaica distribuida, registrando un 38% de incremento interanual y destacándose frente a otros registros en el último lustro. 

Este ritmo de crecimiento del autoconsumo solar marca el camino para acelerar la transición energética en el mercado panameño. 

Es de destacar que no se trata de una iniciativa aislada ya que hay otras estrategias de la Agenda 2030 en marcha; pero, bien podría ser punta de lanza para un aumento sostenido de sistemas de generación renovable cercanos o dentro de los puntos de consumo. 

Aumento por distribuidoras y provincias 

La Empresa de Distribución Eléctrica Metro-Oeste S.A. (Edemet) acumula la mayor cantidad de usuarios y capacidad instalada de autoconsumo solar (46%). En redes de distribución bajo su concesión ya hay 1426 clientes con 37,43 MW interconectados.  

Tampoco se queda atrás, la empresa de distribución de energía Elektra Noreste S.A. (ENSA Panamá), filial del Grupo Empresas Públicas de Medellín (EPM) antes llamada Empresa de Distribución Eléctrica Noreste (EDENE). ENSA ocupa el segundo lugar del podio de distribuidoras (41.9%). Suma 32,15 MW de autoconsumo solar, distribuidos en 745 clientes. 

Por su parte, la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriqui S.A. (EDECHI) avanza con 7,18 MW de capacidad instalada en techos solares de 180 clientes (9.4%).  

Según su ubicación, las provincias con mayor penetración de generación solar distribuida son Panamá (35,59 MW), Panamá Oeste (12,18 MW) y Chiriquí (7,11 MW). Ahora bien, siguen de cerca a Chiriquí en capacidad instalada las provincias de Veraguas (5,00 MW) y Coclé (4,59 MW). 

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El Reino Unido respalda la Hoja de Ruta de Transición Energética Justa en Colombia

Durante su pasada visita a Colombia, el Canciller del Gobierno Británico, James Claverly, reafirmó el compromiso del Reino Unido con la consolidación de la Transición Energética Justa en el país por medio de un “Secondment” para apoyar la Hoja de Ruta de Transición Energética Justa y el proceso de adhesión de Colombia a la Powering Past Coal Alliance (PPCA).

Durante su encuentro de seguimiento el día de hoy, el embajador del Reino Unido George Hodgson y la ministra Irene Vélez Torres, avanzaron en la nueva propuesta de colaboración entre los dos gobiernos para el sector energético en Colombia a través del mecanismo de cooperación británica “Secondment”, el cual permitirá contar durante un año con un experto “Secondee” para apoyar técnicamente la planificación y ejecución de la Hoja de Ruta de la Transición Energética Justa.

“El sector minero-energético colombiano ya es beneficiario de la cooperación británica a través de los programas UK Partnering for Accelerated Climate Transitions (UKPACT) y UK Sustainable Infrastructure Program (UKSIP), en áreas como redes inteligentes, soluciones energéticas sostenibles y asequibles para electrificación rural, movilidad eléctrica, cambio climático, hidrógeno y energía eólica costa afuera, afirmó la ministra Vélez.

Y destacó: “por supuesto, este nuevo apoyo nos encamina aún más hacia el cumplimiento de las metas trazadas para el cuatrienio de gobierno del presidente Gustavo Petro”.

“El trabajo del experto “Secondee” se concentrará en el establecimiento de un plan de financiación para una transición energética justa, estrategias para mitigar el impacto climático de la transición y la descarbonización industrial; la estructuración de mecanismos financieros para la transición energética justa y el apoyo al programa del Ministerio de Energía “Jubilación Anticipada de Carboeléctricas”, precisó el embajador Hodgson.

Sumado a esto, desde el Ministerio de Minas y Energía, hemos reafirmado el compromiso de Colombia con la acción climática para hacer un tránsito de la generación de energía a partir del carbón hacia energías limpias, mediante adhesión al “Past Powering Coal Alliance- PPCA”.

Los gobiernos británico y canadiense nos hicieron la invitación a hacer parte de esta iniciativa en la COP26 de 2021, y hoy estamos confirmando una vez más que Colombia se está convirtiendo en una potencia de la vida.

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Secretaría de Energía de Argentina aprobó una serie de ampliaciones y modernización del sistema de transmisión

La Secretaría de Energía de la Nación aprobó un conjunto de ampliaciones de las redes de transporte eléctrico y readecuaciones de estaciones transformadoras existentes en el país, consideradas de ejecución “necesaria”. 

En primera medida y a través de la Resolución SE 507/2023, el gobierno autorizó el “Plan de Expansión del Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica en Alta Tensión”, que prevé inversiones equivalentes a MMUSD 6.945 para sumar 3.550 MW para capacidad eólica y solar a Costo Marginal Operado (CMO) medio y alto. 

Dentro de dicho programa se incluyen líneas de 500 kV, como por ejemplo la LT Vivoratá – Plomer correspondiente al proyecto AMBA I, obra prioritaria de más de 500 kilómetros que iba a ser financiada por China pero que se mantuvo trabada por más de un año; o incluso la interconexión eléctrica Río Diamante – Charlone – O’Higgins de casi 487 km entre Buenos Aires y Mendoza. 

Por otro lado, también se detalló el Plan Expansión del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal que contempla 4994,95 kilómetros de líneas de transmisión y 79 nuevas estaciones transformadoras, por un total de inversión cercano a los MMUSD 3630 a lo largo de 17 jurisdicciones del país. 

Además, dentro de la Res. SE 507/23 se aprobaron dos planes de readecuación de estaciones existentes del sistema, tanto en 500 kV como en 132 kV. En el primero de los casos considera una inversión de MMUSD 188,7 para Buenos Aires (1 ET), Chaco (3), Córdoba (2), Corrientes (2), Entre Ríos (1), Formosa (1), Mendoza (1), Misiones (1), Río Negro (1), San Juan (1), Santa Fe (2) y Santiago del Estero (1). 

Mientras que el segundo plan refiere a la modernización de más de 200 estaciones transformadoras, en las concesionarias Transba, Transnea, Transnoa, Transpa, Distrocuyo, EPE de Santa Fe, Enersa, EMSA, Secheep y DPEC. 

Estas iniciativas fueron atendidas por la Comisión de Transporte Eléctrico, conformado por especialistas de la propia Sec. de Energía, la Asociación de Transportistas de Energía Eléctrica de la REPÚBLICA ARGENTINA (ATEERA), la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA), el Consejo Federal de la Energía Eléctrica (CFEE), el Comité de Administración del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (CAF) y la Unidad Especial Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica (UESTEE).

Y la misma surgió a partir del entendimiento que algunos corredores del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y diversas ET se encuentran saturadas o próximas a estarlo, sin la posibilidad de vincular las zonas con potencial para las renovables con los grandes nodos de demanda.

Hecho que ya ha sido mencionado por distintos protagonistas del sector energético nacional y hasta ya hubo propuestas para realizar obras menores o grandes para incorporar capacidad renovable que permita alcanzar los objetivos de participación previstos en la Ley N° 27191. 

E incluso, hace poco más de un mes, la Secretaría de Energía de la Nación reconfiguró el Mercado a Término (MATER) y permitió que los proyectos puedan incluir inversiones en infraestructura de transmisión y que ese potencial incremento de capacidad asignable podrá ser reservada por el o los titulares de las plantas renovables que lleven adelante la obra a su propio costo.

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Pardow se reunió con el sector energético con el foco de fomentar las renovables en Chile

El gobierno de Chile mantuvo una reunión privada con diplomáticos locales y europeos como también con diversos actores y gremios del sector energético del país, con el objetivo de exponer las medidas que está implementando para fomentar las energías limpias y renovables y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. 

El ministro de Energía, Diego Pardow, encabezó el encuentro en el que también estuvieron presentes el ministro de Hacienda, Mario Marcel, y el ministro de Ministro de Relaciones Exteriores, Alberto Van Klaveren, y la subsecretaria de Relaciones Económicas Internacionales, Claudia Sanhueza

Según trascendió, durante el mismo se presentaron más detalles de la Agenda Inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética y del proyecto de ley correspondiente, entre las que se destaca la mega licitación de almacenamiento anunciada días atrás por el presidente, Gabriel Boric, y cambios regulatorios para el desarrollo de las líneas de transmisión, entre otros puntos. 

La convocatoria para el storage buscará materializarse a través de un artículo transitorio en el PdL de Transición Energética que habilite a la Comisión Nacional de Energía a desarrollar un proceso de licitación “por única vez”. 

Y se espera que la iniciativa del Ejecutivo se trate cuanto antes en el Congreso Nacional para que los sistemas de almacenamiento de energía eléctrica a gran escala entren en operación hacia el final del 2026. 

Por el lado de la transmisión, más allá de la puesta en servicio de la línea Kimal – Lo Aguirre, y la materialización de las líneas a construir a partir de las licitaciones recientes y vigentes, también se trató el esquema del precio para aquellas obras urgentes de transporte, según pudo averiguar Energía Estratégica. 

“El Artículo N°102 saca obras del plan, pero las remunera de una manera que no es buena, ya que lo hace a precios actuales y no a la inversión futura. Se necesita una remuneración correcta, como que se liciten y tengan una remuneración fija a 20 o 40 años, al igual que una obra nueva, acorde a lo que son los riesgos de transmisión”, señaló Javier Tapia, director ejecutivo de la Asociación de Transmisoras de Chile, en diálogo con este portal de noticias. 

Cabe recordar que, en los sistemas eléctricos cuyo tamaño es superior a 1.500 kW en capacidad instalada de generación la Ley distingue dos niveles de precios sujetos a fijación:

Precios a nivel de generación-transporte, denominados «Precios de Nudo» y definidos para todas las subestaciones de generación-transporte desde las cuales se efectúe el suministro. Los precios de nudo tendrán dos componentes: precio de la energía y precio de la potencia de punta;
Precios a nivel de distribución. Estos precios se determinarán sobre la base de la suma del precio de nudo, establecido en el punto de conexión con las instalaciones de distribución, un valor agregado por concepto de distribución y un cargo único o peaje por concepto del uso del sistema de transmisión troncal.

Hecho que podría cambiar de aprobarse el PdL de Transición Energética que impulsa el gobierno y que podría ayudar al sector vinculado al transporte eléctrico, de acuerdo a lo remarcó Tapia: “La iniciativa no es mala, pero no es fundamental, salvo la modificación al Art. N° 102 y con esto se puede apurar las obras de infraestructura eléctrica. Si se aprueba, es una buena señal para el sector”. 

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¿Cómo se posiciona Colombia ante el avance del nuevo Mercado Andino Eléctrico Regional de Corto Plazo?

La semana pasada, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) anunció la aprobación de los reglamentos operativos, comerciales y del coordinador regional que regirán el funcionamiento del nuevo Mercado Andino Eléctrico Regional de Corto Plazo (MAERCP), que comprende la realización de transacciones internacionales de electricidad coordinadas entre Colombia, Ecuador y Perú.

Luego, en un paso posterior, estas transacciones se extenderían a Bolivia y Chile, en el marco de la iniciativa del SINEA. “Este hito marca un importante avance hacia la implementación de lo establecido en la Decisión CAN 816 de la Comunidad Andina (CAN) para el intercambio de energía y la integración eléctrica entre los países de la región”, destacó la CREG en un comunicado de prensa.

Y consideró que este mercado regional comenzaría a operar en una primera etapa entre Colombia y Ecuador a mediados de 2025, sustituyendo las transacciones actuales entre ambos países. Posteriormente, para el año 2027, se prevé la integración de Perú cuando entre en operación la nueva interconexión con Ecuador.

En una entrevista para Energía Estratégica, Hemberth Suárez Lozano, Socio de OGE Legal Service, analiza la potencialidad del MAERCP y lo que supone esta integración regional para Colombia.

¿Qué sugiere estos reglamentos Mercado Andino Eléctrico Regional?

Sugiere la importación de energía de otros países. Los países integrantes de estos reglamentos pueden ofertar excedentes de energía a Colombia, lo cual puede reflejar una mayor oferta de energía para Colombia.

Un punto importante a cargo de la Comisión de Regulación (CREG) será la construcción de las reglas comerciales para un Despacho Coordinado Simultáneo entre Colombia, Ecuador y Perú.

¿Será de alta complejidad que funcione? ¿Es viable?

Sí es viable, de hecho, actualmente Colombia y Ecuador intercambian. En Colombia el 8 de junio se registró una importación desde Ecuador de 7.239 GWh/día.

Sin embargo, con la integración Regional Andina los operadores de los sistemas de transmisión tienen el reto de implementar una adecuada coordinación operativa y comercial de cada mercado.

¿Cómo se ve la integración de cinco países?

Será un reto para las empresas o entidades que están a cargo de la coordinación y administración de las transacciones de los Mercados de Energía.

La dinámica de este mercado regional estará a cargo de un “Coordinador Regional”, es decir, y por poner un ejemplo, una “XM Regional Andina”, que será designada por un periodo determinado y esta designación será rotativa de manera que cada país participe.

¿Habrá países, o empresas radicadas en estos países, que serán ganadoras y perdedoras en este mercado?

Del lado de las empresas ganadoras sin duda están aquellas que se dedican a la transmisión de energía, la cuales tendrán un rol esencial en la concreción de esta integración regional.

Del otro lado, las empresas de generación tendrán el reto de responder a esta integración con precios competitivos. Eso sucederá especialmente si la integración permite que los agentes generadores de cada país puedan ofertar su energía a otros países.

¿Cómo está posicionada Colombia en cuanto a competitividad comercial para la compraventa de energía eléctrica?

Colombia tiene una capacidad instalada en crecimiento principalmente en energía renovable, y esto puede desencadenar en que los agentes generadores pasen de una oferta local a una oferta regional. Hoy no es así, hoy es más la energía que Colombia importa que la que exporta.

¿Qué puntos se deben considerar a partir de la aprobación de los reglamentos para la operación del nuevo Mercado Andino Eléctrico Regional de Corto Plazo?

El despliegue de una pedagogía regulatoria y que se lleven a cabo talleres que permitan conocer con ejemplos ilustrativos la forma en que se implementará el reglamento de integración del mercado Andino.
Definir cómo se realizará la liquidación del cargo por confiabilidad y contratos de largo plazo en el MEM;
La operación de los intercambios de energía resultantes de la aplicación del modelo de Despacho Coordinado Simultáneo entre Colombia, Perú y Ecuador.

¿Qué experiencia tiene usted como consultor en este tipo de transacciones internacionales?

En el 2012 participé en el proyecto de Interconexión Colombia – Panamá, asesoramos en las cláusulas del contrato que regula los Derechos Financieros de Acceso a la Capacidad de Interconexión. Y hemos estudiado el funcionamiento de los mercados de energía de Ecuador y Panamá.

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Energía Real alcanza un portafolio de proyectos solares por 50 MW en México

Energía Real, la compañía de venta de energía distribuida más grande de México, alcanzó en su portafolio solar una capacidad instalada de 50 megawatts.

La empresa fundada en 2016 y que cuenta con el respaldo de Riverstone, informó que su capacidad de generación equivale a 300 mil metros cuadrados de superficie cubierta por paneles solares.

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

«Estamos sumamente orgullosos como equipo de haber llegado a este importante hito. Nos apasiona diseñar y ofrecer soluciones integrales de energía, de gran impacto económico y ambiental, que permiten a nuestros clientes enfocarse en sus negocios sin tener que distraer su capital. Entre nuestras soluciones figuran financiamientos de largo plazo a tarifas de energía y tasas competitivas, gracias al respaldo de un socio especializado en el sector, como Riverstone, con acceso a fondeo de inversionistas institucionales”, explicó Santiago Villagómez, fundador y director general de Energía Real.

La firma ofrece soluciones integrales de energía limpia a la medida de las necesidades de sus clientes, que abarcan toda la cadena de valor del proceso -desde la consultoría, financiamiento, instalación, mantenimiento y monitoreo, hasta la disposición final de los equipos-, dirigidas a usuarios industriales, comerciales e inmobiliarios, contribuyendo así a descarbonizar negocios en México.

La compañía instala y opera equipos en sitio (centrales fotovoltaicas, sistema de almacenamiento y redes de medición inteligentes) sin desembolso de capital inicial por parte del cliente y ofreciendo tarifas por debajo de las convencionales por cada kilowatt hora (kWh) generado en sitio.

Energía Real cuenta además con una plataforma de monitoreo personalizada que permite visualizar datos de consumo y generación en tiempo real. La energía renovable generada por sus centrales representa importantes ahorros de CO2 que contribuyen a alcanzar metas ambientales para el cumplimiento de criterios ASG de los usuarios.

Entre los principales clientes de Energía Real figuran cadenas de supermercados, centros comerciales, desarrolladores y FIBRAS de empresas como Cinépolis, Thor Urbana y Fibra Prologis.

Desde 2016, Energía Real ha desplazado 16 mil toneladas de bióxido de carbono (CO2). Con el logro de alcanzar 50 MW de capacidad de generación desplazará más de 33 mil toneladas de bióxido de carbono (CO2) cada año.

“Nuestros clientes nos han permitido innovar en el sector de energía generada en sitio, y así demostrar que la transición a energías renovables es sencilla, económicamente viable y tecnológicamente posible, lo que facilita asumir la responsabilidad de heredar un medio ambiente más limpio”, concluyó Santiago Villagómez.

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RISEN Energy recibe la etiqueta PVEL «Top Performer» por tercer año consecutivo

Risen Energy Co. Ltd, fabricante de Tier 1 y líder mundial de céldas y productos solares fotovoltaicos de alto rendimiento, anunció hoy que ha sido reconocido como «Top Performer» por tercer año consecutivo en PV Evolution Lab’s ( PVEL) 2023 PV Module Reliability Scorecard.

PVEL, una de las fuentes más confiables para pruebas independientes e información basada en datos en la industria solar, evalúa el desempeño de los módulos solares cada año y reconoce a los mejores en base a pruebas rigurosas en su laboratorio de última generación. Las pruebas evalúan el desempeño de los productos bajo diferentes condiciones ambientales y frente a una variedad de factores que pueden afectar su confiabilidad y seguridad con el tiempo.

Tristan Erion-Lorico, vicepresidente de ventas y marketing de PVEL, dijo: “El Programa de calificación de productos de PVEL evalúa el rendimiento y la confiabilidad de docenas de fabricantes y tipos de modelos de módulos fotovoltaicos cada año».

«Nos complace ver a Risen Energy nombrada como la mejor puntuación de confiabilidad de módulos fotovoltaicos nuevamente este año y felicitamos a Risen por este merecido reconocimiento. Esperamos continuar probando los productos Risen en el futuro a medida que la empresa continúa innovando el mercado. Siempre nos hemos comprometido a encontrar una mejor manera de satisfacer las necesidades de los clientes de soluciones de energía de alta calidad, duraderas y rentables”, sostuvo.

Por su parte, P. Ponsekar, vicepresidente de ventas de Risen, destacó: “Durante más de dos décadas, Risen se ha centrado en impulsar al mundo con productos y módulos fotovoltaicos de la mejor calidad y más rentables. Realizamos una serie de desarrollos e inversiones en innovación tecnológica que culminaron en nuestros productos de la serie Titan. Estos productos, con mayor generación de energía y mayor eficiencia, han recibido un fuerte reconocimiento en el mercado norteamericano desde su lanzamiento”.

Y resaltó: “Ahora es alentador ver que nuestro conocimiento técnico avanzado gana el reconocimiento de un laboratorio autorizado”.

Acerca de RISEN Energy

Risen Energy es un fabricante Tier 1, líder mundial en la fabricación y venta de células de productos solares fotovoltaicos de alto rendimiento y un proveedor de soluciones comerciales totales para la generación de energía. , entre otros. Risen Energy está bien posicionada para brindar excelentes servicios y asociaciones a largo plazo a sus clientes en los mercados residencial, comercial y de servicios públicos.

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CAF y OLADE firman memorando de entendimiento para promover la integración energética en América Latina y el Caribe

El Banco de Desarrollo de América Latina (CAF) y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) firman memorando de entendimiento para fortalecer la cooperación en el ámbito energético y promover la integración regional en América Latina y el Caribe.

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) es un organismo de cooperación, coordinación y asesoría técnica, de carácter público intergubernamental integrado por 27 países de América Latina y El Caribe, con el objetivo fundamental de fomentar la integración, conservación, racional aprovechamiento, comercialización y defensa de los recursos energéticos de la Región.

El Banco de Desarrollo de América Latina (CAF) es un banco de desarrollo conformado por 20 países (18 de América Latina y el Caribe, España y Portugal) y 13 bancos privados de la región, cuyo objetivo es promover el desarrollo sostenible y la integración regional en América Latina, mediante la prestación de servicios financieros múltiples a clientes de los sectores público y privado de sus países accionistas.

Este convenio establece un marco regulatorio de colaboración interinstitucional orientado a la ejecución de actividades relacionadas con el sector energético, cuyo objetivo principal es promover y fortalecer el desarrollo y la integración energética regional, enfocado en diversas áreas de cooperación como son: la integración energética regional, la armonización regulatoria en el mercado eléctrico, la certificación de Hidrógeno verde, procesos de validación ambientales y sociales, permisos y licencias, estudios técnicos, seguridad energética y reducción de emisiones.

El secretario ejecutivo de OLADE, Andrés Rebolledo destacó que este convenio se refuerza una senda de trabajo conjunta que ha sido muy fructífera en un momento en que la región pasa por desafíos importantes con la integración como eje central y a su vez el presidente ejecutivo de la CAF, Sergio Díaz-Granados Guida enfatizó que la suscripción de este convenio entrelaza dos instituciones que han venido trabajando desde hace muchos años y lleva esta relación de cooperación a nuevos horizontes más ambiciosos.

La firma del Memorando de Entendimiento entre la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y la Corporación Andina de Fomento (CAF) permitirá impulsar actividades dirigidas a promover el desarrollo energético regional.

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Llegó a Perú el primer camión 100% eléctrico para el sector minero

A pesar de no contar con un marco regulatorio con reglas claras que permiten el impulso de las energías renovables en el Perú, desde el sector privado alertan por la necesidad de incluir la movilidad eléctrica en la minería para poder reducir significativamente el C02 en la actividad y avanzar en la transición energética del país. 

Bajo esta premisa, la compañía líder en vehículos de energías limpias, BYD vendió a la compañía minera Condestable el primer camión 100% eléctrico destinado a una mina subterránea en el país y en toda la región.

En colaboración con Enel X Way, reconocida empresa líder en soluciones de recarga para vehículos eléctricos, se ha llevado a cabo la implementación de una completa infraestructura de recarga para respaldar la operación del camión eléctrico.

La implementación de este revolucionario camión eléctrico no emite gases contaminantes ni produce ruido, lo que contribuye a mejorar significativamente la calidad del aire y reducir la contaminación acústica en los entornos mineros.

Además, su tecnología de batería avanzada ofrece una mayor autonomía y capacidad de carga, lo que aumenta la eficiencia y la productividad para la Compañía minera Condestable.

Esta venta marca un hito importante en el sector minero, conocido por su alta demanda de combustibles fósiles y su impacto ambiental.  

Asimismo, demuestra como las soluciones de movilidad sostenible pueden ser adaptadas eficientemente a las necesidades específicas de cada sector.

Al respecto, Adolfo Vera, presidente y CEO de Southern Peaks Mining, desaca: “Estamos comprometidos con la transformación energética en el sector minero. Trabajamos basados en el uso eficiente de recursos, la economía circular y la sostenibilidad como eje transversal. Queremos demostrar que la mediana minería también es capaz de liderar cambios y alinearnos a los estándares más altos”.

Por su parte, Alex Ascón Jiménez, Head of Enel X Way, resalta: “Este suceso es un paso más para seguir impulsando la transición energética a través de la movilidad eléctrica en la minería peruana. Estoy seguro de que seguiremos masificando la electrificación de flotas para el sector minero”, agrega.

De esta forma, Enel X Way ha desempeñado un papel fundamental al proporcionar la tecnología y su know how para instalar un punto de recarga estratégicamente ubicado, garantizando una recarga eficiente y confiable para el camión eléctrico.

«Confiamos en que esta innovación tecnológica generará un efecto dominó en el sector minero y en otros sectores clave, fomentando la adopción masiva de vehículos eléctricos en el país». afirma Yesenia Vigo Guerrero, Marketing Manager de BYD Perú.

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CAMMESA lanzó un nuevo llamado del Mercado a Término de Energías Renovables

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) publicó los plazos de una nueva convocatoria para lograr prioridad de despacho en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).  

Tras haber quedado vacante el anterior llamado (principalmente por falta de capacidad de transporte en ciertas zonas del país y por la temporalidad de la licitación RenMDI), la nueva ronda del MATER estará abierta hasta el 30 de junio del 2023, inclusive.

Es decir que los titulares de proyectos renovables podrán presentar sus solicitudes de prioridad de despacho ante la Gerencia de Atención Agentes – CAMMESA hasta el último día del actual mes, en tanto que el 18 de julio, la entidad administradora del MEM informará aquellos parques que requieran realizar un desempate por capacidad de transporte insuficiente.

Los proyectos que entren bajo esa condición, deberán presentar la información requerida en la Res. MEyM N° 281/2017 y Res SE N°14/2022 el día martes 25 de julio de 2023 desde las 10 hasta las 12 horas. Y de no haber inconvenientes o retrasos en el cronograma, la adjudicación se realizará tres días más tarde (28/7) en tanto haya emprendimientos solicitantes. 

Cabe mencionar que esta es la primera convocatoria tras la Resolución 360/2023 de la Secretaría de Energía de la Nación por la que reconfiguró diversos mecanismos del MATER, tales como prórrogas de contratos, que los proyectos puedan incluir inversiones en el sistema de transporte y un nuevo mecanismo de asignación “Referencial A”.

Es decir que el sector privado podrá costear y construir infraestructura eléctrica con uno o varios proyectos, y ese potencial incremento de capacidad asignable podrá ser reservada por el o los titulares de las plantas renovables que lleven adelante la obra.

Mientras que el mecanismo de asignación “Referencial A” 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.

Hecho que, según explicaron desde Grupo Mercados Energéticos Consultores explicaron que pone de manifiesto que, aún dentro de las limitaciones de infraestructura de transporte que sufre el Sistema de Interconexión Argentino, existen corredores que cuentan con una alta capacidad de uso remanente si se evalúa la misma a nivel energético anual y no únicamente en un momento de potencia instantánea de “baja probabilidad de ocurrencia” (ver nota). 

Herramienta que “favorecería el ingreso de nuevos proyectos renovables” y hacerlos más atractivos para los potenciales compradores de esa energía en el mercado entre privados en comparación con parques que no cuenten con ningún tipo de prioridad.

¿Cuántos parques se adjudicaron en el MATER?

79 plantas de generación fueron asignadas en los últimos cinco años, principalmente durante las primeras cuatro rondas y desde mitad del 2021 en adelante, de tal forma que ya hay 2257,3 MW de capacidad con prioridad de despacho, aunque sólo 29 centrales obtuvieron la habilitación comercial (776,3 MW).

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HDT desembarca en el mercado fotovoltaico y de almacenamiento de Chile

HDT, división de HDT Group Limited y distribuidora exclusiva de Huawei en Brasil y partner para LATAM, se expande en el mercado regional fotovoltaico y desembarca con nuevas oficinas en Chile, puntualmente en la comuna de Las Condes, en Santiago.

“La decisión de ingresar al mercado chileno representa una oportunidad estratégica para la compañía. Estamos aprovechando el crecimiento del sector energético renovable en la región, que contribuye a que podamos aportar nuestra experiencia y la tecnología de Huawei”, señaló Felipe Cea, director comercial de HDT en Chile. 

“Nuestras expectativas están puestas en la relación del día a día con el cliente, junto con poder aportar desde nuestra experiencia en Brasil. Lo que buscamos es adaptarnos al mercado chileno y contribuir en cada proyecto de acuerdo a las necesidades de los clientes”, agregó durante una conversación exclusiva con Energía Estratégica

Dedicada al B2B, la compañía ya abarca tres frentes en Brasil -mercado residencial, comercial/industrial y utilities de centrales eléctricas-. El foco en Chile será en los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), que implica hasta 9 MW de capacidad, y su relación con el almacenamiento de energía, contribuyendo con inversores fotovoltaicos y baterías de litio.  

“La gran tendencia en el desarrollo de proyectos fotovoltaicos va directamente con el storage y entendemos que tenemos una gran oportunidad de incorporar sistemas de almacenaje con baterías, denominados BESS, para el uso de la energía en el futuro. Es algo que ya está implementado y hay un fuerte trabajo que haremos con el equipo”, remarcó Felipe Cea. 

Cabe recordar que Huawei es uno de los mayores fabricantes mundiales de inversores solares y fue la mejor posicionada en el sector de la energía solar/almacenamiento en el ranking Fortune 500 Global, además de ser el proveedor del mayor proyecto de almacenamiento off-grid del mundo.

La compañía HDT proyecta duplicar su tamaño hasta el final de 2023 en ingresos y en cartera de energía, por lo que invierte continuamente en la construcción de una red de distribuidores a lo largo de todo el mundo. 

“Este desembarco en Chile puede resultar beneficioso en términos económicos y ambientales, así como también para contribuir con el desarrollo del sector renovable. Muchos inversionistas ya buscan una mayor eficiencia en sus proyectos, por lo que las tecnologías de inversores string multi MPT tienen muchas ventajas, como por ejemplo el monitoreo inteligente, entre otras”, aseguró  el director comercial de HDT.

La distribuidora trabajará como partner de la unidad de negocios Digital Power de Huawei Chile, encargada de traer al país las tecnologías de vanguardia para el mercado fotovoltaico.   

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Hernández de ACOSOL: “Dimos un paso para que se acelere significativamente la autogeneración renovable en Colombia”

“En Quindío, un usuario que pagaba 800 mil pesos de energía eléctrica, invirtió para montar su proyecto solar de autogeneración y, así, empezó a pagar 100 mil pesos. Pero ahora, con este impuesto, pasa a pagar 1,2 millones de pesos. Es decir, el que quiera invertir ahora lo hará para pagar más: no tiene sentido”, advertía el 28 de septiembre pasado Miguel Hernández Borrero, presidente de la Asociación Colombiana de Energía Solar (ACOSOL).

Durante esa entrevista para Energía Estratégica, el dirigente gremial manifestaba su preocupación por el cobro de un impuesto de energía reactiva, que aplicaban operadores de red de ciertas zonas de Colombia.

Pero la semana pasada se publicó el Decreto del Ministerio de Minas y Energía 0929 del 2023 (DESCARGAR O VER AL PIE) que, entre otras cosas, parece que se regularizará (y quitará) la obligatoriedad del pago de esta tasa.

Para ampliar al respecto, Energía Estratégica vuelve a entrevistar a Hernández Borrero, para que brinde su punto de vista en nombre de ACOSOL.

¿Qué opinan del Decreto y qué grado de conformidad tienen respecto a lo establecido en el documento?

Consideramos desde ACOSOL que este decreto, recientemente publicado y en firme por parte del Ministerio de Minas, es un paso para que se acelere significativamente la autogeneración a pequeña escala en Colombia, ya que se incluyen temas que estaban pendientes, que venían presentando dificultades en algunas zonas.

Se trata, por un lado, de normas transversales que afectaba el correcto desarrollo de este tipo de proyectos.

Estamos conformes porque se logra subsanar mediante este decreto como norma jerárquica superior a una resolución y será el punto de partida para que se acelere la la autogeneración a pequeña escala de nuestro país.

¿Qué aportes realizo la asociación para su conformación?

Desde nuestra entidad, la Asociación Colombiana de Energía Solar (Acosol), participamos activamente en los comentarios tuvimos reuniones con la doctora Irene Vélez, Ministra de Minas y Energía, y la doctora Angela María Sarmiento (comisionada de la CREG) y su equipo de trabajo, donde nos permitieron exponer los puntos de vista que considerábamos que debían ser incluidos en el decreto, y, afortunadamente, fueron tenidas en cuenta.

Estos comentarios fueron desarrollados tanto en conjunto con nuestro comité técnico y comité normativo, y fueron tenidos en cuenta varios efectos relevantes para el desarrollo de la de la autogeneración a pequeña escala en nuestro país.

¿Qué tipo de alcances promueve para los AGPE?

El alcance que tiene el decreto respecto a la autogeneración a pequeña escala es bien importante, entre ellos los aspectos que consideramos más relevantes es que se incluye, en el artículo 4, que se debe tener en cuenta las características técnicas de la medida que tiene el usuario.

Este punto ha sido una problemática para un usuario a la hora de legalizar un proyecto en ciertas zonas, donde los operadores de red solicitaban el cambio de medida, de nivel de tensión uno a nivel de tensión dos, lo que acarreaba unos altos costos y encarecimiento de los proyectos, y era una exigencia para poner en puesta en marcha este tipo de proyectos.

Entonces, con el decreto, ya este tema se incluye y se puede disminuir esos costos que se venían dando en este tipo de proyectos.

Por otro lado, hay un punto que puede ser más importante y es que se incluyen en el artículo cuatro un parágrafo donde queda claro que los autogeneradores a pequeña escala mediante fuentes no convencionales de energía fotovoltaica quedan exentos del cobro de energías reactivas.

Este paso es bien importante porque desde ACOSOL hemos venido trabajando el tema; hemos presentado múltiples recursos, logramos una serie de conceptos que subsanó la problemática en algunas zonas, pero como un era un concepto vinculante, hacía falta una norma.

Ya con este decreto como norma jerárquicamente superior a una resolución, ahora se puede solicitar la excepción del cobro de reactivas a los autogeneradores a pequeña escala, problemática que en algunas zonas había generado que las facturas de los usuarios pagaran más una vez convertidos en autogeneradores; es decir, antes de instalar paneles en sus casas pagaban menos, lo cual desincentivaba la implementación de este tipo de proyectos.

Con esto se subsana el cobro de reactivas y es un paso bien importante para que se acelere la implementación de este tipo de proyectos.

Adicional a ellos se incluyen otros temas, como, por ejemplo, el tema de que los autogeneradores en zonas especiales serán considerados autogeneradores a pequeña escala. Así, le aplicarán las mismas normas de la CREG 174. Un paso bien importante, porque en estas zonas no había una norma que definiera cómo se liquidarían los excedentes de este tipo de proyectos, y, por ende, había una barrera significativa para la implementación en estas en estas en este tipo de zonas.

Otro punto es que da las instrucciones a la CREG para que revise los cobros de energías reactivas y la metodología que se viene implementando en la Resolución CREG 015 a usuarios convencionales, residenciales comerciales e industriales.

Aquí se abre la puerta para que la CREG emita un proyecto de resolución en el cual se abran a comentarios, y ahí estaremos participando para lograr que los usuarios residenciales también queden exentos de este cobro, que actualmente es una problemática bien delicada, digamos, en algunas zonas de nuestro país.

¿Por qué es importante que ya no se cobre reactivas a los Autogeneradores a Pequeña Escala?

Es muy importante lo establecido en el parágrafo dos del artículo 4, donde, pues, ya queda claro que el autogenerado a pequeña escala quedan exentos del cobro de energías reactivas.

Muchos de este tipo de proyectos, principalmente los residenciales, y comerciales, con la entrada en vigencia de la CREG 015, venían pagando en sus facturas unos costos elevados que superaban el valor que pagaban antes de ser autogeneradores, lo que desincentivaba la implementación de este tipo de proyectos y con esta con esta nueva norma, pues, por ser jerárquicamente superior, ya podemos solicitar ante los operadores de regla excepción de este cobro a todos los usuarios que se hayan convertido en autogenerado esa pequeña escala, y esto tendrá repercusiones positivas para el sector y traerá unas unos beneficios importantes para los que decidan convertiste en autogeneradores a pequeña escala.

Es un gran paso que el Ministerio de Minas haya acatado y haya cogido nuestras preocupaciones y nuestros peticiones sobre el tema. Ya estando en una norma será el punto de partida para lograr subsanar esa falencia que tenía nuestra norma de acuerdo a lo vigente.

¿Cree que a partir de esta normativa avanzarán más proyectos de autogeneración con renovables?

Sí, a partir de la entrada en vigencia de este decreto, el 7 de junio, tenemos la visión de que avanzarán o se acelerará la implementación de este tipo de proyectos en varias zonas del país donde algunos operadores de red no habían querido acoger ni acatar los diferentes conceptos que había emitido la CREG, por no ser vinculantes.

Ya con esta norma, se avanzará en el tema de autogeneración, es muy importante que se entienda el valor de este decreto después de año y medio de múltiples peticiones y reuniones por fin contemos con una norma en firme, la cual nos da nos da condiciones positivas.

La autogeneración a pequeña escala es un actor importante en la transición energética de nuestro país y así avanzaremos mucho más de lo que hemos logrado hasta el momento.

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AABI Group analiza retos y oportunidades para nuevos proyectos renovables en República Dominicana

Augusto Bello, gerente de  A&A Business Intelligence Group (AABI Group), brindó una entrevista exclusiva durante el megaevento de Future Energy Summit en el Caribe, en la que compartió su análisis sobre el avance del mercado eléctrico dominicano. 

Allí, el experto hizo hincapié en los grandes retos y oportunidades para el despliegue de proyectos de energías renovables a partir de tecnologías eólica, solar fotovoltaica y aquellos que operan a partir de biomasa o waste to energy. 

Nuevas licitaciones, almacenamiento, demoras en la no objeción de ETED, serían los temas principales que están bajo análisis y que de eliminarse incertidumbres al respecto, podrían impactar positivamente impulsando nuevas inversiones en República Dominicana.

Durante las fases previas a la construcción de nuevos proyectos, Augusto Bello puntualizó que son todo un reto en la actualidad las demoras a las que se enfrentan cuando se somete la no objeción de un proyecto a la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED). 

Al respecto, Bello explicó que “dada la cantidad de proyectos que someten este tipo de estudios a esa empresa (ETED) y la cantidad, por ejemplo, de iteraciones y simulaciones que se hacen (…) revisarlo conlleva tiempo y quizás la empresa de transmisión debería contar con una mayor cantidad de ingenieros para que puedan hacerle frente a todos los nuevos proyectos que se han estado sometiendo”.

En tal sentido, indicó que en la actualidad recibir una respuesta ante una solicitud puede demorar de 3 a 6 meses sólo por la disponibilidad de personal para evaluar la carpeta de un proyecto. 

Sin embargo el proceso podría agilizarse y que evaluar un proyecto que pudiera tener 100 MW de capacidad y que podría superar las 600 páginas, no fuese un reto sólo incorporando más personal que lo pueda analizar.  

Nuevos requerimientos para el despliegue de proyectos renovables también complejizan las etapas previas y demoran su ejecución. Tal es el caso de la exigencia de un 30% de almacenamiento energético para proyectos de fuentes variables superiores a 50 MW. 

Sobre “storage” es preciso señalar que desde la Comisión Nacional de Energía (CNE) emitieron dos resoluciones el lunes 20 de febrero del 2023 destinadas a la inclusión de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica con baterías para los proyectos de energías renovables variables (ERV) y las condiciones particulares para tramitar las solicitudes de concesiones para generación con almacenamiento BESS. (Res CNE-AD-0003-2023 y Res CNE-AD-0004-2023).

Si bien, sentadas esas bases los desarrolladores de proyectos van encontrado certidumbre respecto al tratamiento que se le va a dar a esos sistemas de almacenamiento y los requisitos básicos con elementos tanto técnicos como legales que deben completarse, desde AABI Group advierten que eso “podría frenar un poco a los proyectos que ya han sometido una concesión definitiva y han gastados recursos sometiendo esas concesiones”, ya que muchos de esos proyectos deben volver a diseñarse incorporando baterías. 

Además consideró que, ante el panorama de que se convoque a nuevas licitaciones para energías renovables, se debe brindar mayor certidumbre para “no dejar en el limbo” a muchos proyectos. Y explicó: 

“Entendemos que, por lo menos, a la empresa que tiene sometida su concesión definitiva se le permita ya tener su PPA y que la licitación se lance a partir del año 2024”. 

Para acceder a todas las declaraciones de Augusto Bello, gerente de AABI Group, puede ver el video de la entrevista completa durante el megaevento de Future Energy Summit.

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La tecnología N-type i-TOPCon Advanced de Trina Solar alcanza una eficiencia del 26%

Trina Solar, líder mundial en innovación en energía solar, ha presentado al mundo su nueva tecnología N-type i-TOPCon Advanced en la Conferencia y Exposición Internacional sobre Generación de Energía Solar Fotovoltaica y Energía Inteligente, celebrada en Shanghái. La empresa anunció que a partir de 2024 se actualizará la serie Vertex de tipo N y, de esta forma, el módulo más potente de la serie generará más de 700 W.

En la exhibición, Trina Solar anunció que han comenzado las obras de la fase II de su proyecto de lingotes de silicio monocristalino de 15 GW en su fábrica de Xining, provincia de Qinghai. También han comenzado las obras de su proyecto de células de alta eficiencia de tipo N de 10 GW y de módulos de tipo N de 10 GW en Yangzhou, provincia de Jiangsu. Además, han tomado la delantera en el establecimiento de un sistema neto cero iniciando la Declaración Medioambiental de Producto y la certificación de la huella de carbono para sus módulos Vertex N.

Las células i-TOPCon Advanced de tipo N alcanzan una eficiencia del 26% en la producción en masa y una potencia de módulo superior a 700 W.

El vicepresidente asociado de la compañía, Dr. Chen Yifeng, a, subrayó la importancia de cuatro innovaciones: la célula rectangular 210R, el emisor selectivo de boro, el reflector de microestructura trasera y la estructura TOPCon altamente dopada con PECVD. Gracias a ellas, la tecnología i-TOPCon Advanced de nueva generación ofrece una eficiencia de producción potencial del 26%, con una potencia de módulo de hasta 700 W.

Los módulos Vertex N, con una potencia de hasta 700 W y destinados normalmente a centrales eléctricas, reducen aún más el LCOE y se empezarán a fabricar en serie el próximo año.

Trina Solar es pionera en la integración de la tecnología de células rectangulares y la tecnología i-TOPCon Advanced de tipo N, proporcionando soluciones a medida para diversos entornos.

Los módulos Vertex N 605W, diseñados para centrales eléctricas en terrenos complejos y estaciones solares C&I, presentan unas dimensiones de módulo optimizadas que maximizan el uso de la longitud del seguidor, con un aumento del 13% en la capacidad de instalación para sistemas de seguidor de una sola fila. Estos módulos también maximizan el uso del espacio del contenedor, con un índice de utilización que alcanza el 98,5% en un contenedor cúbico de 40 pies de altura (40HC), lo que se traduce en una reducción del 12,4% de los costes logísticos y menores costes BOS para los clientes.

Los módulos Vertex S+ ofrecen una potencia de 450 W. En comparación con los módulos residenciales de tipo N habituales en el sector, estos módulos proporcionan un 5,88% más de capacidad de instalación para tejados de la misma superficie.

En el futuro, con la aplicación de la tecnología de células de contacto de pasivación completa en la cara frontal, se prevé que la eficiencia de producción en masa de las células de tipo n de Trina Solar con tecnología i-TOPCon Ultra supere el 27%. Además, con la aplicación de la tecnología i-TOPCon en tándem, se prevé que la eficiencia de las células supere el 30%.

Además, los módulos de tipo N Vertex de Trina Solar han recibido los elogios de organizaciones externas como China General Certification, RETC y PVEL por su fiabilidad. La célula de tipo N de 40 GW dará rienda suelta a la integración vertical para garantizar la entrega global.

Los proyectos de Trina Solar en las provincias de Qinghai y Jiangsu sientan unas bases sólidas para el suministro continuo de material para los módulos de tipo N de la empresa y garantizan la entrega de productos sin problemas.

Para finales de año, se prevé que la capacidad de producción de módulos de Trina Solar alcance los 95 GW, mientras que la capacidad de producción de células será de 75 GW, con 40 GW dedicados a células de tipo N.

Con su tecnología líder i-TOPCon de tipo N, su completa cartera de productos Vertex de tipo N para todos los escenarios, su alta fiabilidad, su baja huella de carbono, su completo sistema de cero emisiones netas, su capacidad de producción integrada de tipo N y la convergencia de un ecosistema líder en el sector, Trina Solar ha alcanzado una posición de liderazgo de 360 grados, encabezando la era de la tecnología de tipo N.

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Proyecto línea de transmisión Kimal-Lo Aguirre se financia con crédito verde

“El sector energético sigue siendo uno de los principales focos de inversión en nuestro país, confianza que se demuestra gracias al financiamiento internacional obtenido por Conexión para el desarrollo del proyecto línea de transmisión Kimal-Lo Aguirre”. Con estas palabras el Gerente General de Conexión Kimal-Lo Aguirre, Sebastián Fernández, inició la cena de cierre organizada para celebrar el crédito verde obtenido por la empresa.

En total fueron US$480 millones, a través de acuerdos de financiación con el banco HSBC Hong Kong y con sus accionistas Transelec e ISA Inversiones Chile con un crédito por US$160 millones cada uno. Lo que demuestra la credibilidad en el país, el mercado de transmisión y el compromiso de los adjudicatarios del proyecto en hacer una gestión verde en torno al proyecto. 

A la cena asistieron representantes de Conexión, Transelec, ISA, CSG, Banco HSBC, Barros&Errazuriz y Banco Santander, quienes fueron claves para cerrar este innovador financiamiento. La característica verde se realiza en base a la utilización de los fondos, donde el asesor verificó que esta financiación se destina a mejorar la matriz energética renovable, con un aumento de en torno a un 26% en la transmisión de energía renovables en el norte de nuestro país y que sólo es posible gracias a Kimal- Lo Aguirre. 

Este financiamiento permitirá a Conexión Kimal- Lo Aguirre llevar a cabo el desarrollo de la primera fase del proyecto hasta el inicio de la construcción, luego de la obtención del Resolución de Calificación Ambiental, RCA. Este es un gran logro al ser un tipo de crédito especial con categoría Green Label de carácter internacional clasificación respaldada por Sustainalytics, líder global en categorización de transacciones ESG (criterios ambientales, sociales y de gobernanza). 

“Este crédito se estructuró bajo las leyes de Hong Kong, Nueva York, y chilena, lo que significa que un financiamiento especialmente innovador al otorgarse solo a proyectos sostenibles con altos estándares internacionales, por lo que estamos muy orgullosos”, señaló Fernández.

Proyecto Kimal-Lo Aguirre

Esta obra es licitada por el Estado de Chile, a través del Coordinador Eléctrico Nacional y tendrá una extensión de 1.400 Km aproximadamente de infraestructura para transportar hasta 3000 MW de energía.  Es un proyecto estratégico para el Estado de Chile y el Ministerio de Energía, ya que es habilitante de otros proyectos de transmisión y generación y engranaje esencial del sistema de energía chileno. 

Además, Kimal-Lo Aguirre contribuirá a la descarbonización de Chile, al permitir la disminución del vertimiento de energía renovable aportando de manera significativa a la transición energética del país permitiendo que las energías limpias que se están generando en el norte del país, y que hoy no pueden ser utilizadas por falta de infraestructura de transmisión, sean aprovechadas. Lo anterior, será clave para cumplir las metas establecidas en la Ley Marco de Cambio Climático de alcanzar el carbono neutralidad el año 2050.  

Adicionalmente, su realización permite mejorar el nivel de seguridad en el sistema de transmisión nacional y mayores transferencias de energía entre el Norte-Centro-Sur del país, eliminando las congestiones en el sistema de transmisión.

Desde la adjudicación de la Licitación Internacional, la empresa ha desplegado un intenso trabajo que ha estado a cargo de un experimentado grupo de profesionales, tanto propio como de consultoras altamente especializadas, nacionales y extranjeras. Se ha trabajado arduamente para diseñar el mejor proyecto posible y garantizar el menor impacto en el entorno, los territorios y las personas.

 

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Gonvarri Solar Steel alcanza los 19 GW de proyectos en su track record

Gonvarri Solar Steel, empresa líder en el diseño y suministro de trackers y estructuras fijas para el sector solar fotovoltaico, anunció un nuevo hito en su trayectoria empresarial.

La compañía ha alcanzado la cifra de 19 GW de proyectos en su track record, demostrando así su destacado crecimiento tanto a nivel nacional como internacional.

Este logro es el resultado del plan estratégico de la empresa en la implementación de soluciones avanzadas y eficientes para proyectos solares a gran escala.

Solar Steel cuenta con una plataforma multiproducto (tracker, estructura fija, agrivoltaica y generación distribuida por medio de su empresa Suports) para dar la mejor solución técnica según las necesidades de sus clientes, proyectos y mercados.

Trabajan de manera continuada en disminuir el OPEX optimizando al máximo el LCOE de la planta, apoyándose en su plataforma de post-venta “SmarTCare” con la que los clientes tienen una gran variedad de opciones para optimizar la producción y vida de la planta: Hub Internacional de repuestos, ampliación de garantías, O&M, entre otras cosas.

La expansión internacional ha sido un elemento clave para el éxito de Gonvarri Solar Steel. A través de su presencia en mercados estratégicos (Europa, LATAM y USA), la compañía ha logrado asegurar proyectos emblemáticos en diferentes regiones del mundo y sustentar un crecimiento robusto y estable para los próximos años.

No obstante, en el corazón de este logro se encuentra el talento humano. El compromiso, la dedicación y la experiencia de su equipo han sido fundamentales para alcanzar y superar esta marca de 19 GW.

Sobre Gonvarri Solar Steel

Gonvarri Solar Steel es una división de Gonvarri Industries dedicada al diseño y fabricación de seguidores solares y estructuras fijas para el sector de la energía fotovoltaica contando con más de 19 GW suministrados en todo el mundo.

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

Sobre Gonvarri Industries

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

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Se cambian los plazos de radicación de solicitudes para asignación de capacidad para proyectos renovables al último trimestre

El pasado martes de esta semana, 6 de mayo, vencía el plazo para la radicación de las solicitudes de asignación de capacidad de transporte que anualmente llevará a cabo la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) de manera tal de adjudicar de manera transparente potencia disponible en la red eléctrica colombiana.

Sin embargo, con fecha de ese mismo día, recientemente se dio a conocer la Resolución 101 017 DE 2023 que posterga el cronograma nuevamente, considerando que en una primera instancia la fecha de radicación era el 31 de marzo.

Ahora, el nuevo calendario establece:

a) Radicación de las solicitudes de asignación de capacidad de transporte, hasta el 6 de octubre de 2023.
b) Publicación de posición asignada a cada proyecto en las filas 1 y 2, hasta el 5 de abril de 2024.
c) Emisión de conceptos para proyectos asignados a la fila 2, hasta el 6 de mayo de 2024.
d) Emisión de conceptos para proyectos asignados a la fila 1, hasta el 5 de julio de 2024.

“Las solicitudes de asignación de capacidad de transporte radicadas a partir del 7 de octubre de 2023 y hasta el 31 de marzo de 2025 se tramitarán a partir de esta última fecha y con base en los plazos de la Resolución CREG 075 de 2021. Por tanto, no se tendrá proceso de asignación de capacidad de transporte de proyectos clase 1 en el año calendario 2024”, indica la resolución.

¿A qué se debe esta nueva postergación?

En los considerandos, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), entidad rectora de las bases de este tipo de convocatorias, indica que desde el ámbito privado han solicitado una postergación de esta fecha y, en efecto, así fue realizada.

Cabe destacar que este año, en virtud del primer proceso de asignación de capacidad de transporte con fecha del 2022, fueron seleccionados 7.493 MW renovables, de los cuales 5.774 MW corresponden a energía solar, con 147 proyectos1.237,8 MW a la eólica, en 10 emprendimientos, 6 de los cuales son offshore por 349,8 MW. Así mismo, se registró una asignación de 169 MW de 7 proyectos hidroeléctricos y un nuevo proyecto de biomasa.

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Guatemala despierta el interés de la industria solar 

“En Centroamérica, estimo que Guatemala va a ser el país que debe dar la pauta”, señaló Ricardo Palacios, gerente de Ventas para Centroamérica y Caribe de Jinko Solar

Durante una entrevista en el marco del megaevento Future Energy Summit, el referente regional de Jinko Solar indicó que este mercado se tornó de gran interés para inversiones durante este año y los venideros. 

“Hemos tenido acercamientos con algunos players del medio en Guatemala y todo indica que debe ser un año interesante o un buen inicio para Guatemala”, consideró. 

La energía solar alcanza los 100,30 MW de capacidad instalada en Guatemala. Del total, 80 MW corresponden a la central fotovoltaica Horus I y II (50 MW y 30 MW, respectivamente).

Los 20,30 MW restantes son la suma de 9 proyectos de Generadores Distribuidos Renovables con tecnología fotovoltaica, un segmento que guarda gran potencial.  

Y es que, en este mercado resulta de gran atractivo el despliegue de proyectos hasta 5 MW para ser contemplados como Generación Distribuida Renovable; lo que permite, por ejemplo, evitar tramitología adicional como autorizaciones NEAST (Normas de estudios de acceso al sistema de transporte) y NTAUCT (Normas Técnicas de Acceso y uso de la Capacidad de Transporte), ya que los proyectos se conectarían en redes de distribución. 

“El mercado de generación distribuida se está viendo afectado de manera positiva y se siente como una efervescencia adicional que antes estaba un poco dormida en el mercado guatemalteco y considero que podíamos ir encaminados en una buena dirección. Casi todos los actores del mercado guatemalteco están interesados y hablan del tema”.

“Ha habido incluso un incremento en el costo de la energía que obviamente ha brindado más apetito a las industrias a comenzar a explorar el uso de energías renovables en general pero sobre todo de paneles solares. Todo indica que debe estar en un crecimiento bastante interesante”, sostuvo Ricardo Palacios.

Y subrayó:»Los ojos de Jinko siempre estuvieron bien puestos en el mercado de generación distribuida como un punto de crecimiento sostenible» 

En este segmento del mercado, el año pasado (2022) se aprobaron cuatro proyectos fotovoltaicos GDR que suman 9,35 MW y que tendrán tiempo de conectarse a redes de distribución hasta el próximo 2024. Y en este semestre del 2023 se aprobaron dos más que adicionarán 9 MW antes del 2026. 

En el marco de la Licitación PEG-4 de 235 MW ya se avizora un 50% de adjudicación para fuentes renovables con participación abierta a GDR que podrán acceder a Contrato por Diferencias con Curva de Carga, Contrato de Opción de Compra de Energía y/o Contrato de Energía Generada. 

Ahora bien, también resultaría atractivo el despliegue de proyectos de mayor envergadura para cumplir con el Plan de Expansión de la Generación que plantea “ampliar el aprovechamiento del potencial de generación solar” y llevarlo al menos a 310 MW considerando plantas que ya son candidatas  (ver).

Adicional a ello, ya se evalúa una convocatoria a la Licitación PEG-5 donde se prevé superar los 1000 MW para contratos de suministro para los próximos años.

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Al 2050, México podría producir 56 mil kilogramos diarios de hidrogeno verde a partir de biogas

En el marco del III Foro Nacional Biogás (ver transmisión), diferentes players del sector y autoridades políticas destacaron la importancia del Biometano en la sustentabilidad y su inclusión en la matriz energética para la generación de hidrógeno verde.

Uno de ellos fue, Abel Clemente Reyes, ingeniero mecánico electricista en la Asociación Mexicana de Biomasa y Biogás AC (AMBB) con más de 38 años de experiencia en el sector quien presentó un estudio que muestra el gran potencial que tiene el país para atraer inversiones a gran escala.

“Muchas veces se habla de la obtención de hidrógeno verde a través de electrolizadores y pocas veces de la obtención de hidrógeno limpio a través de biomasa. Precisamente pensando en eso el potencial de hoy en día estamos hablando de 821 kilogramos por día y hacia el 2050 estaríamos hablando de 56 mil kilogramos diarios”, destaca.

“En ese sentido México tiene gran potencial pero lo que no se mide, no se aprovecha y no se mejora. Hay un potencial incluso industrializable pero el ataque del enfoque debería ser desde lo que puede ser el equivalente de generación distribuida e ir creciendo en infraestructura para tener redes de conectividad”, agrega.

De acuerdo al relevamiento, hay un potencial de 587 mil toneladas de biomasa al día que se genera en el país. Esto ayudaría a producir 7 millones de metros cúbicos normalizados al día de biogás, lo cual es una suma considerable. De esta forma, se podría producir 5 millones de metros cúbicos al día de hidrógeno verde a partir de esa matriz.

Paralelamente, el estudio revela el potencial que tiene México en la caso particular de bioenergía en el sector eléctrico, es de 7 mil MW, una cifra elevada de energía.  

Además, para Reyes se podría llegar a costos de generación en el orden de tres centavos de dólar por Kw. 

“Estamos hablando de un mercado de bionergía como potencial de un 14 mil millones de dólares ya existentes. También al 2050 se esperan que la industria genere dos millones de empleos. Entonces, invirtamos o no, esta biomasa existe y deberíamos aprovecharla”, asevera.

Aunque el recurso biomásico se encuentra disperso en todo el territorio nacional y la infraestructura para transportarlo presenta una limitante, el experto señala que los estados de Jalisco, Guanajuato y Nuevo León son los que más potencial tienen.

El reto es muy grande y la aproximación es bastante compleja, pero esto no quiere decir que no lo podamos resolver. No quiero calificar el mercado al decir que estamos en pañales. No obstante, falta un andamiaje en el marco normativo en cuanto a la visión”, advirtió. 

“Hay que buscar formas innovadoras de fomentar la inversión. Debemos tener empresas que generen esta matriz por regiones pero que después impacten a nivel nacional”, concluyó.

 

 

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El BID aprobó préstamo de USD 400 millones para proyectos de hidrógeno verde en Chile

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.

Este préstamo basado en resultados 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, que fue aprobada el 7 de diciembre de 2022 y que cuenta con un presupuesto total de USD 1000 millones.

Mientras que el plazo de amortización es de 24 años y el período de gracia de seis años y medio, además de una tasa de interés basada en Secured Overnight Financing Rate (SOFR). 

*Las expectativas de Chile en cuanto al H2V son, como expresó el presidente Gabriel Boric, convertirnos en uno de los principales productores del mundo. Y para ello se están desplegando proyectos, que se encuentran en diversas etapas de desarrollo, a lo largo del territorio nacional principalmente en las regiones de Antofagasta, Valparaíso, Biobío y Magallanes”, afirmó Andrea Moraga, directora ejecutiva de la Asociación Chilena de Hidrógeno (H2 Chile).

“Y se espera que este préstamo pueda contribuir a la concreción de proyectos ligados al H2V, por ejemplo desarrollo de demanda local, formación de capital humano, desarrollo e innovación tecnológica, fomento del emprendimiento en toda la cadena de valor, entre otros”, agregó al ser consultada por Energía Estratégica con respecto a una primera impresión del anuncio. 

“Dadas las ventajas naturales de Chile para producir energías renovables a bajo costo, la creciente demanda global de hidrógeno verde presenta una gran oportunidad no sólo en términos de productividad sino también de sostenibilidad”, complementaron desde el BID

Cabe recordar que algunos días atrás, Boric sostuvo que, para volverse uno de los grandes abastecedores del mercado del hidrógeno verde, el gobierno trabajará en conjunto con las localidades que “han sufrido la antigua apuesta por los combustibles fósiles”. 

Por lo que con ellas se prevé construir una estrategia local de desarrollo limpio y sostenible y ya se avanza en dicha dirección para que distintas ciudades puedan cerrar, “de una vez por todas”, sus centrales termoeléctricas sin perder fuentes de trabajo y mejorar su calidad de vida.  

Seremi de Energía de Magallanes: «Se hará un plan de acción nacional 2023-2030 para realizar diferentes iniciativas vinculadas al hidrógeno verde»

Bajo ese mismo contexto, desde el Ministerio de Energía de Chile anticiparon que actualizarán el plan de acción de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde, considerando que vence el corriente año y que se proyecta modernizar los objetivos e iniciativas a implementar hasta el año 2030. 

El foco estará puesto en la segunda oleada, la cual se estructuró sobre inversiones e institucionalidad, sostenibilidad y valor local que brinda innovación para la cadena de valor, y el desarrollo de infraestructura, organización territorial e implicaciones de los asentamientos humanos. 

“Estamos pronto a decretar el nuevo período de la planificación hasta el 2027, que contiene proyecciones de oferta y demanda energética y de escenarios de desarrollo que contemplan al hidrógeno”, había vaticinado Claudia Rodríguez, jefa de Unidad Ambiental y Territorial del Ministerio. 

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Celepsa inauguró su nuevo Centro de Control junto con autoridades representativas del sector energético de Perú

Celepsa, la empresa comercializadora y generador de energía del Grupo UNACEM, inauguró su nuevo Centro de Control, el más grande y moderno del sector generación, tras el corte de cinta a cargo de Jaime Luyo Kuong, Viceministro de Electricidad y Ricardo Rizo Patrón de la Piedra, Presidente del Directorio del Grupo UNACEM.

Esta nueva plataforma le permite a la compañía operar 250 MW, gestionar el despacho de otros 400 MW de capacidad hidro-térmica al país y estar preparados para su futuro crecimiento en energías renovables y almacenamiento.

“Para nosotros es un gran logro el lanzamiento del nuevo Centro de Control ya que sus instalaciones son similares a los mejores centros de control de Latinoamérica, lo que nos ayudará a brindar un mejor servicio de la mano de la transformación digital y la innovación para contribuir con la transformación del sistema energético. Asimismo, este hito nos lleva a afianzar nuestro propósito: unidos, aceleramos la descarbonización del planeta.” señaló, Carlos Tupac Yupanqui, Gerente Comercial.

Adicionalmente, el Centro de Control se encarga de brindar un soporte especializado a sus clientes, monitorear sus consumos de su energía en tiempo real, monitorear todas las operaciones del mercado eléctrico y las coordinaciones con el COES y demás agentes del mercado. Todo ello cumpliendo la normativa nacional vigente con eficiencia, seguridad y los más altos estándares de calidad.

Cabe destacar que este Centro de Control, ubicado en las oficinas de Celepsa, en Lima, Perú, es un espacio diseñado bajo la norma ISO 11064 (Ergonomic Design of Control Centres), y está pensado en maximizar la experiencia, la seguridad y la eficiencia de todo el personal de turno, acorde con la cultura corporativa de seguridad: Vida Primero.

Finalmente, a esta inauguración asistieron diversas autoridades del sector energético como el Ing. Jaime Luyo, Viceministro de Electricidad; Ing. César Butrón Fernández, Presidente del COES; Ing. Juan Aguilar Molina, Director General de Electricidad; Ing. Omar Chambergo, Presidente del consejo directivo Osinergmin, junto a Ricardo Rizo Patrón, Presidente del Directorio Grupo UNACEM y Pedro Lerner, Gerente General corporativo de Grupo Unacem.

La inciativa está en linea con el propósito de la empresa de convertir la energía en soluciones que generen confianza, potencien valor e irradien sostenibilidad. Su principal función es gestionar los recursos naturales de manera sostenible para aportar todo su potencial energético al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).

Cabe destacar que desde el 2010, Celepsa asumió un rol protagónico en la lucha contra el cambio climático, participando en el mercado de carbono, invirtiendo en ecosistemas y desarrollando soluciones energéticas integrales. Hoy evidencian este compromiso al convertirse en la primera empresa generadora en el Perú carbono neutral al compensar el 100% de su huella de carbono corporativa desde el 2021.

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Growatt presentará su amplio portafolio de productos e innovaciones en Intersolar Europe 2023

En la exposición, Growatt presentará el microinversor NEO 600-1000M-X, una solución óptima para instalaciones fotovoltaicas en balcones europeos. Este producto innovador combina seguridad, flexibilidad y alto rendimiento en un solo sistema. Además, el fabricante también dará a conocer el inversor MID 11-30KTL3-XH diseñado para aplicaciones C&I, sumándose a su serie innovadora de inversores listos para baterías que ha sido aclamada por las familias europeas.

En combinación con su última batería APX HV, la solución puede soportar capacidades de almacenamiento de energía que van desde 5 kWh hasta 60 kWh, fortaleciendo la independencia energética de los hogares de manera sostenible.

Además, la compañía presentará su avanzada solución de almacenamiento de energía para el sector C&I, destacando la combinación del inversor de almacenamiento WIT + batería comercial APX, que ofrece un rendimiento y flexibilidad óptimos para los propietarios de negocios.

«Intersolar Europe 2023 sirve como una plataforma principal para exhibir nuestra amplia gama de soluciones de energía limpia para el mercado europeo», dijo Lisa Zhang, Vicepresidenta de Marketing de Growatt.

«Además de nuestras soluciones residenciales y comerciales, ofrecemos una variedad diversa de soluciones energéticas inteligentes para satisfacer las demandas en constante cambio, que incluyen el inversor fuera de red SPF 6000 ES Plus, los cargadores para vehículos eléctricos de la serie THOR y las estaciones de energía portátiles, todo ello dedicado a promover el proceso global de carbono neutralidad», agregó.

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La IEA estima un aumento récord en la capacidad renovable de 440 GW, impulsado por la energía solar y eólica

De acuerdo al último reporte sobre el mercado de renovables de junio elaborado por la Agencia Internacional de Energía (IEA por su siglás en inglés), se espera que la capacidad mundial de energía renovable experimente un incremento de un tercio este año, impulsado por los altos precios de los combustibles fósiles, un aumento considerable de las energías eólicas y solares y las preocupaciones sobre la seguridad energética. 

Según estas actualizaciones, las adiciones de capacidad renovable en todo el mundo aumentarán en 107 gigavatios (GW), el mayor incremento absoluto de la historia, hasta superar los 440 GW en 2023.

El año que viene, se espera que la capacidad total mundial de electricidad renovable aumente a 4.500 GW, equivalente a la generación total de China y EE.UU. juntos.

En efecto, este crecimiento se está produciendo en los principales mercados mundiales como Europa, Estados Unidos, India y, fundalmentalmente, China, que representará casi el 55 % de las adiciones de capacidad global en 2023 y 2024.

Las instalaciones solares fotovoltaicas (PV) contribuirán a dos tercios del aumento de la capacidad de energía renovable este año y se espera que continúen creciendo hasta 2024. 

Las plantas solares fotovoltaicas a nivel utility scale se están expandiendo, junto con un aumento en los sistemas más pequeños. De esta forma, el aumento de los precios de la electricidad también está impulsando la generación distribuida, como alternativa de los consumidores para reducir sus costos de energía.

Se proyecta que la capacidad de fabricación para todos los segmentos de producción de energía solar fotovoltaica se duplique con creces a 1000 GW para 2024, liderada principalmente por China, pero también impulsada por una mayor diversificación en los Estados Unidos, India y Europa. 

Por su parte, se espera que las adiciones de energía eólica avancen con fuerza en 2023, creciendo casi un 70% en comparación con el año anterior.  Cabe destacar que estás tecnologías han experimentado dos años en los que el crecimiento fue lento. Esto se debe a la finalización de proyectos que se habían retrasado por las restricciones a causa de la COVID-19 en China y por problemas de la cadena de suministro en Europa y Estados Unidos.

“A diferencia de la energía solar fotovoltaica, las cadenas de suministro de turbinas eólicas no se están expandiendo lo suficientemente rápido para satisfacer la creciente demanda, principalmente debido al aumento de los precios de los productos básicos y las limitaciones de la cadena de suministro que afectan la rentabilidad de los fabricantes”, señala.

De acuerdo al reporte, la crisis energética ha demostrado que las renovables son fundamentales para descarbonizar las economías de los países en todo el mundo. No obstante, la IAE reconoce que el ritmo de crecimiento estimado en 2024 dependerá de que los gobiernos brinden un sólido apoyo político para abordar los desafíos del diseño de subastas y permisos. 

 

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Generadores renovables de Argentina trabajan para destrabar los cuellos de botella en transmisión

El sector de las energías renovables de Argentina busca alternativas y vinculaciones público-privadas para expandir el sistema de transmisión nacional y así incorporar más parques de generación eólica y solar, principalmente en aquellos corredores donde no hay magra o nula potencia disponible de transporte disponible. 

“Requerimos un sistema de transmisión con capacidad pero más complejo, denso, radial. En eso trabajamos con un conjunto comprometido de generadores de la Cámara Eólica Argentina (CEA) para discutir con las autoridades”, manifestó Bernardo Andrews, CEO de Genneia y presidente de la CEA, durante un evento del Centro Argentino de Ingenieros. 

Para ello, Andrews reconoció que existe un diálogo “fructífero” con la Secretaría de Energía de la Nación para tratar de destrabar la situación y permitirle a la iniciativa privada acompañar decisiones de inversión requeridas y/o priorizadas en el rubro del  transporte eléctrico. 

“Hay un rol para el privado para destrabar estos cuellos de botella. Si se unen las decisiones de inversión que deben ocurrir a nivel troncal, como AMBA y grandes líneas de transmisión, y se agrega iniciativa privada en pequeñas inversiones de transformación e inyección de nuevas soluciones e inversiones en transporte eléctrico, Argentina puede crecer a nivel solar y eólico de manera ilimitada”, destacó. 

“Estamos en un escenario fantástico pero extremadamente limitado por la infraestructura. A corto plazo estamos rodeados de ese problema, pero al mismo tiempo somos optimistas de que quizás podemos encontrar una forma de interlocución público – privada donde eso se resuelva”, insistió el especialista. 

En ese sentido, es preciso señalar que, a principios de mayo del corriente año, la Secretaría de Energía de la Nación lanzó una serie de modificaciones para el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) mediante la Resolución SE 360/2023, entre las que incluyó que los proyectos presentados puedan incluir inversiones en infraestructura eléctrica. 

La capacidad incremental asignable que surja a partir de las obras que se construyan y sean costeadas bajo ese modelo, podrá ser reservada por el o los titulares de las plantas renovables que lleven adelante esos proyectos a su propio costo.

Normativa que llegó poco tiempo después de que la Cámara Eólica Argentina sugiriera expansiones que permitan el recupero de la inversión a largo plazo a través de un canon, tales como contratos PPA a raíz de manifestaciones de interés de proyectos renovables con ampliaciones de infraestructura eléctrica necesarias para llevar la energía sin restricciones hasta las estaciones transformadoras que defina CAMMESA. 

Pero desde que se publicó la Res. SE 360/2023, el MATER todavía no contó con ningún llamado activo – ni la actualización del denominado Anexo III de CAMMESA – y se espera que en los próximos días se actualice la web oficial del Mercado a Término con las nuevas fechas previstas de la convocatoria que ya contemplaría los cambios dados por las autoridades nacionales. 

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La Margarita empodera con energía solar: un caso de éxito en Puerto Rico que sondeará proveedores

Resiliencia, descentralización y sostenibilidad se volvieron palabras cotidianas en La Margarita, una urbanización dentro del municipio de Salinas, Puerto Rico.  

Jennifer Granholm, secretaría de Energía de los Estados Unidos, recorrió sus calles y visitó a sus residentes en una ocasión. 

Durante su gira en el mes de febrero, la máxima autoridad del Departamento de Energía (DOE) anunció que la Asociación de Residentes de La Margarita había sido seleccionada como una de las 10 ganadoras del Community Clean Energy Coalition Prize (CCEC)

Y, en el inicio de mes de junio, la distinción volvió a repetirse, de acuerdo a un comunicado del DOE. De esta manera, La Margarita recibirá US$150,000 adicionales a los US$30,000 obtenidos durante la primera fase del CCEC del mes de febrero. 

Al respecto, es preciso aclarar que estos fondos no son subvenciones sino una distinción a los mejores proyectos presentados a las convocatorias en las que participaron más de 80 equipos de distintos territorios de Estados Unidos y Estados libres asociados. 

Wanda Ríos Colorado, presidente de la Asociación de Residentes de La Margarita, es una de las impulsoras del proyecto que se originó en el seno de esta organización sin fines de lucro que, si bien tiene apenas tres años de fundada, acumula grandes hitos.  

“Para tener una comunidad resiliente debemos contar con un servicio de energía eléctrica sostenible y descentralizada que esté disponible para todos en todo momento”, introdujo Wanda Ríos, presidente de la asociación, en conversación con Energía Estratégica

En los últimos veinte años, La Margarita ha sufrido el embate de fuertes huracanes y demás tormentas tropicales que han llevado a que el agua del río y mar inunde las casas de los vecinos y que la comunidad quede sin luz al estar su electricidad soterrada.

Por eso, ser resilientes es la prioridad de Wanda y su comunidad, ejemplo de que con determinación, empatía y continua capacitación se pueden lograr grandes cosas. 

Durante todo un año, residentes de La Margarita se formaron en materia eléctrica y tecnológica renovable para poder traspasar el conocimiento al resto de vecinos y dar forma a su proyecto comunitario de energía renovable. Tal es el caso de Jessica Marie Rodríguez Ríos, joven entusiasta que también impulsa este proyecto. 

El proyecto resultante y ganador del CCEC consiste en instalar sistemas de generación fotovoltaica con almacenamiento en 50 residencias inicialmente, sumar en una siguiente fase 150 residencias y comercios, para luego incorporar al resto de la urbanización y al área industrial.  

“Empezaremos por los hogares más vulnerables a cortes, para que tengan un sistema con placas solares y baterías que les permitan tener electricidad renovable siempre disponible, mientras les enseñamos a los vecinos a que controlen su factura y bajen sus gastos energéticos”, explicó Wanda Ríos

Y aclaró: “Nosotros como cooperativa vamos a montar los sistemas sin costo alguno. Y cada residente -que será socio dueño de la cooperativa- pagará un mínimo de lo que consume para ser destinado a tareas de mantenimiento o reemplazos de equipos”. 

El cambio ya inició. Adicional a los fondos del CCEC, el gobierno de Salinas efectuó una donación de US$75.000 para que la cooperativa comience con un proyecto piloto de instalación de sistemas en cinco residencias y el Centro Comunal de la Asociación. 

Pero aquello no sería todo. Analizando casos de otros países, Wanda Ríos menciona con entusiasmo la idea de impulsar una microrred inteligente principalmente vinculada a la zona industrial que registra los mayores niveles de consumo eléctrico de la zona. 

“No queremos conformarnos con lo que tenemos en el sistema actual. La energía renovable no es un lujo, es una necesidad. Especialmente cuando es descentralizada e inteligente, lo que nos permite tener el suministro bajo control de la comunidad para tomar decisiones rápidas ante, por ejemplo, huracanes”. 

Oportunidad para proveedores 

La Oficina de Eficiencia Energética y Energías Renovables del DOE (EERE) prevé que el premio CCEC concluya después de la Fase Tres con una Cumbre donde los competidores presentarán su progreso. 

“Todas las coaliciones que completen satisfactoriamente las presentaciones de eventos y presentaciones de la Fase Tres recibirán $25,000 para ayudar a ejecutar sus planes. Después de las presentaciones, EERE otorgará $ 50,000, $ 25,000 y $ 10,000 adicionales en la cumbre a los ganadores del primer, segundo y tercer lugar, respectivamente”, aclararon desde el DOE en un comunicado, señalando que además los proyectos tendrán la oportunidad de conectarse con otros posibles patrocinadores y socios filantrópicos

Ahora bien, adicional a los fondos, una pieza clave para la ejecución de esta iniciativa son los proveedores de componentes para las 200 instalaciones residenciales/comerciales y microrred que planea La Margarita. 

Al respecto, Wanda Ríos exhortó a los interesados a estar pendiente a próximas convocatorias RFI (request for information) o RFP (request for proposal) que realicen para poder llevar a cabo la adquisición de inverters, placas solares, baterías y demás componentes del sistema con las ofertas más competitivas y de mejor calidad.

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Uruguay avanza en el primer Proyecto de Hidrógeno Verde desarrollado por las empresas CIR y SACEEM

El Proyecto denominado H24U resultó seleccionado para recibir el apoyo económico para la implementación del primer emprendimiento comercial de transporte de carga que utilizará el Hidrógeno Verde como vector energético en Uruguay.

El Consorcio integrado por las empresas SACEEM y Grupo CIR accederá a 10 millones de dólares no reembolsables a ser otorgados en un periodo de 10 años, para implementar el Proyecto que incorporará la tecnología de desarrollo y producción, así como también el consumo del Hidrógeno Verde en distintas dimensiones y áreas productivas.

El Proyecto prevé una inversión total de aproximadamente 43,5 millones de dólares. H24U contempla la construcción de una Planta Solar Fotovoltaica para la generación eléctrica necesaria, así como también la Planta de Generación de Hidrógeno Verde a través de electrolizadores y su interconexión con sistemas de almacenamiento, compresión y estaciones de dispensado.

La primera área de abordaje será el transporte de carga pesada, que en la actualidad se abastece casi en su totalidad de derivados del petróleo. Se contempla la constitución, operación y mantenimiento de una flota de camiones que tendrán como utilización principal el transporte en la cadena forestal.

En etapas posteriores el Proyecto podría inyectar Hidrógeno Verde en redes existentes de Gas Natural. Esta iniciativa permitiría evaluar su posterior incorporación en mayor escala en la progresiva descarbonización de las redes del país.

La iniciativa permitirá impulsar el desarrollo de normativas y conocimiento que permitirán luego escalar la tecnología a otras actividades, generando experiencia e insumos para el desarrollo de políticas públicas enfocadas en el desarrollo sostenible.

H24U es un Proyecto de CIR y SACEEM con fuerte transferencia tecnológica de empresas líderes internacionales, que además capacitará a profesionales locales para sentar las bases de futuros desarrollos para el crecimiento de la industria del Hidrógeno Verde.

CIR es uno de los grupos de empresas pioneros de Uruguay fundado en 1932 y desde entonces se ha mantenido como una de las fuerzas más pujantes del desarrollo industrial local y regional. Sus empresas están organizadas en tres divisiones:

CIR División Industrial brinda productos y servicios de Ingeniería, Suministro, Montaje, Operación y Gerenciamiento de Proyectos Industriales y Energéticos. CIR División Transporte y Equipos desarrolla y comercializa soluciones al transporte carretero a través de la venta y post venta de Camiones, Buses, Maquinaria de Construcción, Implementos para el Transporte de Carga, Semirremolques y Remolques. CIR División Acondicionamiento Térmico comercializa soluciones para el acondicionamiento térmico doméstico, comercial e industrial siendo parte de la mayoría de los proyectos que se desarrollan en el país.

Lo hace a través de un equipo profesional altamente calificado y la representación exclusiva de marcas internacionales de primera línea. Su foco se centra en la eficiencia energética y la difusión del uso de combustibles renovables. CIR tiene un nivel de facturación anual que supera los USD 130 millones, cuenta con más de 800 colaboradores y tiene un amplio staff técnico y profesional de más de 50 Ingenieros y Técnicos Especializados.

SACEEM es una empresa uruguaya de reconocido prestigio en las áreas de Ingeniería, Construcción y Concesiones que opera de forma ininterrumpida en el país y la región desde el año 1951. Desarrolla sus actividades fundamentalmente en Uruguay en las más diversas áreas de Ingeniería y Construcción: Infraestructura, Transporte y Logística, Industria, Energía, Industria, Hidráulica y Ambiental, Arquitectura y Renovación Urbana, y Telecomunicaciones.

SACEEM tiene un nivel de facturación anual que supera los USD 400 millones, cuenta con más de 3.500 colaboradores y tiene un amplio staff técnico y profesional de más de 250 personas.

El Consorcio CIR-SACEEM es la unión de dos de las empresas más importantes del mercado industrial y de construcción uruguayo. Ambas con gran trayectoria y con un extenso historial de colaboración en los principales Proyectos. Se trata de una unión orgánica donde se trabaja de forma integrada y mancomunada, desarrollando equipos de gerenciamiento y ejecución en forma conjunta con el objetivo de entregar el mayor valor al cliente y lograr los mejores resultados para sus Proyectos.

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Gobierno de Brasil abrió consulta pública para proyectos piloto de hidrógeno verde

La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil puso a consulta pública la convocatoria para proyectos de hidrógeno renovable. que serán apoyados por el Programa de Investigación, Desarrollo e Innovación (PDI) de la mencionada entidad. 

El borrador de este llamado para el registro de propuestas comenzó el pasado miércoles 7 de junio y estará a disposición de todos los participantes del sector energético del país hasta el lunes 24 de julio. 

Los proyectos se podrán concretar en un plazo máximo de 48 meses, prorrogable por otro año calendario y las modalidades de trabajo estarán divididas entre el desarrollo plantas piloto de H2 verde y el avance de partes, componentes o prototipos de equipamiento requerido. 

El primero de los casos corresponde a la implantación de un sistema de producción de hidrógeno a base de energía eléctrica renovable, con una potencia mínima de 1 MW y máxima de 10 MW. Mientras que las plantas mayores de 10 MW deberán ser financiadas con fondos de contrapartida superiores al monto máximo previsto por el programa de I+D de la ANEEL.

Para postularse a dicho programa para la construcción de la planta piloto, los interesados tendrán que presentar un análisis técnico-económico de la tecnología propuesta y comparación con otras opciones tecnológicas, justificando la elección con base en criterios técnicos y económicos.

Como también un análisis de los impactos en la red eléctrica, en la operación y planificación, y de los límites de conexión en la estructura actual, además de la identificación de modelos de negocio que permitan la contratación y aprovechamiento del H2 producido y su inserción en el mercado nacional o internacional. 

“Para actuar como vector energético neutro en emisiones de carbono, la obtención de hidrógeno tampoco debería ser responsable de emitir gases que contribuyan al calentamiento global. Por lo que el foco de esta convocatoria del PDI es impulsar proyectos que promuevan la producción de este H2 a partir de la energía generada por fuentes renovables de electricidad, como la hidráulica, la biomasa, la eólica y la solar”, insistieron desde la Agencia Nacional de Energía Eléctrica de Brasil. 

“La admisión de proyectos relacionados con la energía nuclear está a la espera de decisión del Ministerio Público Federal ante la ANEEL, ya que la competencia para las investigaciones relacionadas con esa fuente recae en la Comisión Nacional de Energía Nuclear (CNEN)”, aclararon.

Por el lado del punto para componentes o prototipos de equipamiento, alcanzará tanto al desarrollo de sistemas de conversión (electrolizadores, pirolizadores, pilas de combustible o máquinas térmicas) como al almacenamiento de H2V (restringido a aumentar la eficiencia energética o desarrollar sistemas de recuperación de energía). 

Y se deberá tener en cuenta que la planificación de la donación de los equipos a universidades públicas o institutos públicos, o mismo la venta de sistemas producidos a entidades con fines de lucro, con reversión de los beneficios del programa como contraparte en el proyecto a favor de tarifas bajas.

Los proyectos podrán utilizar recursos de FINEP (Financiadora de Estudios y Proyectos), BNDES (El Banco de desarrollo de Brasil) y entidades financieras o bancarias similares, con el fin de ampliar las posibilidades de las iniciativas. 

El proceso debería abrirse en septiembre, mientras que se espera que la convocatoria de aprobación se realice en enero del 2024. Y este llamado estratégico tendrá por objetivo conocer los impactos en el sector eléctrico y sus externalidades, identificar las oportunidades para dicho segmento, proponer mejoras regulatorias, el desarrollo de tecnología y soluciones nacionales, la creación de nuevos negocios y redes locales de innovación de H2V y el propio avance en la certificación de dicho vector en Brasil. 

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AE Solar es seleccionada como Top Performer 2023 por el PV Evolution Labs (PVEL)

AE Solar, marca líder en el mercado de energías renovables, controla y prueba de forma estricta, internamente y con instituciones independientes, la calidad de sus módulos fotovoltaicos. En su esfuerzo por ofrecer soluciones innovadoras y de alta calidad, la empresa ha sido reconocida recientemente como «Top Performer 2023» por PV Evolution Labs (PVEL) con su línea de módulos Aurora.

PV Evolution Labs (PVEL) es el principal laboratorio independiente de la industria fotovoltaica mundial y ofrece un programa de certificación integrado y centrado en la confiabilidad de los módulos y el rendimiento de su generación de energía. Cada año, PVEL evalúa los módulos fotovoltaicos con los estándares de calidad más estrictos de la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC, por sus siglas en inglés), proporcionando a la industria solar datos independientes, confiables y consistentes sobre el desempeño de los productos líderes del mercado.

La evaluación realizada por PVEL incluye pruebas IEC de ciclos térmicos, calor y humedad, fatiga por carga mecánica dinámica y degradación inducida por potencial (PID por sus siglas en inglés).

«Que nuestra línea Aurora sea reconocida como Top Performer por PVEL, es una fuente de gran orgullo para nosotros. Este reconocimiento responde a nuestra misión de desarrollar la energía solar a través de los más altos conocimientos técnicos y con un enfoque ambiental superior, limpio, sin riesgos y como una fuente segura de energía en todo el mundo. Es una muestra de que vamos por buen camino», afirma Alexander Maier, CEO de AE Solar.

Aurora

La línea Aurora de AE Solar incluye módulos con tecnología PERC (celdas dopadas con galio) con rangos de potencias entre 335 W y 670 W, una garantía de rendimiento de 30 años y una garantía de producto de 15 años. Los siguientes productos han sido reconocidos por PVEL como los de mejor rendimiento:

Módulos monofaciales con backsheet blanco y con 108, 120, 132 o 144 celdas.
Módulos monofaciales con backsheet blanco y negro y con 108, 120, 132 o 144 celdas.

La línea de módulos Aurora, junto con otros módulos fotovoltaicos de alta calidad de AE Solar, serán exhibidos en el Intersolar Europa en Múnich (Alemania) (Stand: A3 180) del 14 al 16 de junio de 2023.

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AES Colombia avanza con seis parques eólicos por 1 GW en La Guajira

AES Colombia, primera empresa generadora de energía 100% renovable del país, publicó su Informe de Sostenibilidad 2022 en el cual destaca que la compañía continúa comprometida con la transición energética del país, para lo cual aportará más de 1.000 MW de capacidad instalada en energía eólica a través de la construcción del proyecto Jemeiwaa Ka I en La Guajira, que tendrá una inversión total estimada superior a USD$ 1 billón y se espera comience operaciones en 2026.

El avance del proyecto Jemeiwaa Ka I se ha dado gracias al otorgamiento de las licencias ambientales para los parques JK 1 y JK2, antes denominados Casa Eléctrica, logro que fue alcanzado el año anterior. Con esto, ya tres de los seis parques que comprenden este complejo eólico cuentan con licencia ambiental y se espera que al finalizar el 2023 solo reste 1 de los parques por obtener su licencia.

El informe publicado por AES también destaca otros logros alcanzados en 2022. Uno de ellos fue la construcción y entrada en operación del Parque Solar Brisas de 26 MW, su tercer parque solar y con el cual la compañía se consolida como líder en el modelo de autogeneración en el país.

Informe de sostenibilidad 2022

También se resalta la inauguración del proyecto de extensión de vida útil de la Central Chivor, único en el mundo, y con el cual se garantiza que esta central, la tercera de mayor capacidad de generación en Colombia, amplíe su vida útil por al menos 50 años más.

Además, la compañía resaltó que el año anterior tuvo una generación neta de 4.367 GW/h, que representaron cerca de 6% de la demanda energética nacional, entregó más de $32 mil millones a Corporaciones Autónomas regionales y municipios por concepto de transferencias de la Ley 99, y destinó más de $11 mil millones a proyectos sociales en sus zonas de operación.

“2022 ha sido uno de los años más desafiantes y a la vez de mayores satisfacciones que hemos tenido en AES Colombia. Nuestro Informe de Sostenibilidad no solo destaca los distintos hitos alcanzados en temas sociales, ambientales y de crecimiento de negocio, sino que también refuerza nuestro compromiso con la sostenibilidad integral ya que este es el primer informe que elaboramos bajo la estructura ASG (Ambiente, Sociedad, Gobierno corporativo), enfatizando en el trabajo que hemos tenido en los 8 ODS priorizados en la empresa, logrando en ellos un porcentaje de avance superior al 75% en promedio”, afirmó Patricia Aparicio, Gerente de Asuntos Corporativos y Sostenibilidad de AES Colombia.

El compromiso de AES con aportar al desarrollo del país y de las comunidades donde opera también se materializó en 2022 con el diseño y aplicación de un sistema de gestión de Derechos Humanos para los colaboradores, proveedores, clientes y públicos de interés de la compañía; sistema que cuenta con un componente diferencial para La Guajira, haciendo énfasis en el entendimiento de la comunidad indígena Wayuu, sus usos y costumbres, así como sus expectativas con el proyecto eólico que la empresa desarrolla en este departamento.

Al cierre del año anterior, AES Colombia también alcanzó el puesto 27 en el ranking 2022-2023 de las mejores empresas para trabajar en Colombia según Great Place To Work, siendo la única empresa del sector energético en la categoría de empresas con hasta 300 colaboradores. De igual manera, el informe de sostenibilidad destaca que la compañía mantiene su certificación de Empresa Familiarmente Responsable -EFR- siendo una de las 81 compañías en el país que han alcanzado esta certificación.

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CNE otorga concesiones definitivas a los Parques Fotovoltaicos Cotoperí Solar II y III

El Estado Dominicano, a través de la Comisión Nacional de Energía (CNE), otorgó dos nuevas concesiones definitivas para la instalación de los parques de energía solar «Parque Fotovoltaico Cotoperí Solar II» y «Parque Fotovoltaico Cotoperí Solar III», como parte de continuar con su política de fortalecer el desarrollo sostenible del sistema eléctrico nacional.

Las concesiones definitivas para los parques solares que estarán ubicados en el municipio de Guaymate, provincia de La Romana, fueron suscritas por Edward Veras, Director Ejecutivo de la CNE y por Luzoraida Peralta Pérez, en representación de la empresa Cotoperí Solar FV, S.R.L.

Veras informó que los proyectos «Parque Fotovoltaico Cotoperí Solar II» y «Parque Fotovoltaico Cotoperí Solar III«, ambos de la concesionaria Cotoperí Solar FV, S.R.L., sumarán unos 96.12 megavatios de energía limpia al sistema eléctrico nacional.

Durante la firma de las concesiones, Veras resaltó que las autoridades del gobierno del Presidente Abinader están comprometidas en trabajar de forma transparente para que la República Dominicana avance con pasos firmes hacia un futuro cada vez más sostenible y limpio para todos los ciudadanos.

Veras afirmó que la CNE tiene el firme compromiso de continuar con el trabajo fuerte y planificado para seguir impulsando el desarrollo de importantes proyectos de energía renovable en todo el país, al tiempo que exhortó a los inversionistas nacionales e internacionales a mantener su confianza en las actuales autoridades porque sus inversiones están garantizadas.

De su lado, Luzoraida Peralta López, representante de la empresa Cotoperí Solar FV, durante sus palabras, agradeció las facilidades otorgadas por las autoridades durante el proceso y reiteró el compromiso de continuar con sus inversiones en favor del sector eléctrico nacional y por un medio ambiente cada vez más limpio.

Datos de los Proyectos

Los dos proyectos solares fotovoltaicos tienen el nombre de: «Parque Fotovoltaico Cotoperí Solar II» y «Parque Fotovoltaico Cotoperí Solar III», cada uno cuenta con una capacidad nominal de 48.06 megavatios (48.06MWn).

Ambos proyectos fueron inscriptos en el Registro de Instalación de Producción en el Régimen Especial de Electricidad.

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Trina Solar acelera las prácticas net-zero para ayudar a construir un planeta sostenible

Trina Solar, proveedor líder mundial de soluciones fotovoltaicas y de energía inteligente inspiradas en el Protocolo de Kioto desde su creación, lleva 25 años promoviendo la sostenibilidad a través de las energías renovables, al tiempo que persigue su misión de poner la energía solar al alcance de todos.

La compañía solar aspira a utilizar un 100% de energía renovable en la fabricación y las operaciones globales para 2030 con el fin de contribuir a los objetivos climáticos del Acuerdo de París. La empresa ha ampliado sus esfuerzos de sostenibilidad mediante la implementación de una variedad de prácticas de cero emisiones netas, incluyendo: operaciones de cero emisiones netas, una cadena de valor de cero emisiones netas y productos de cero emisiones netas.

Operaciones netas cero para mantener su compromiso ecológico Trina Solar ha empleado diversas medidas de neutralidad de carbono para cumplir su objetivo de 2030. En el plan se incluyen mejoras de la eficiencia energética, parques industriales y fábricas con emisiones netas cero, reducción, reutilización y reciclaje de residuos (3R), uso de energías renovables, gestión digital de la energía y las emisiones de carbono, y desarrollo y aplicación de tecnología de reducción del carbono.

La compañía insiste en incorporar la responsabilidad medioambiental a todos los aspectos de sus operaciones, por lo que ha establecido un exhaustivo y eficaz sistema de gestión medioambiental ISO14001 en todas sus plantas mundiales, teniendo en cuenta la preservación del ecosistema local y la biodiversidad desde el momento en que selecciona los emplazamientos para sus instalaciones de fabricación. A través de una serie de sistemas y procesos de gestión medioambiental, el impacto medioambiental de los productos, actividades y servicios de la organización se minimiza de forma eficaz.

En abril de 2023, la planta ubicada en Yiwu se convirtió en la primera del sector fotovoltaico en obtener la certificación oficial de Fábrica de Carbono Cero. Además de reflejar las prácticas de reducción de carbono de la empresa en tecnología, productos, equipos y gestión de procesos durante el último cuarto de siglo, esto demuestra el firme compromiso de Trina Solar con el desarrollo sostenible.

Las operaciones ecológicas de la empresa también implican el uso sostenible de los recursos naturales, la emisión y el reciclaje responsables de gases residuales, aguas residuales y residuos sólidos, y la reducción sustancial del consumo de electricidad, agua y emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). Las emisiones de GEI por unidad de producción de Trina Solar para productos de células y módulos se redujeron un 50,81% y un 61,88%, respectivamente, en 2022, en comparación con las de 2020, alcanzando o superando sus objetivos de reducción de emisiones de carbono antes de tiempo.

Un 20% menos de huella de carbono, una cadena de valor neta cero creada con socios

Trina Solar no sólo aplica sus propios principios de desarrollo sostenible, sino que también se esfuerza por transmitir su visión y sus objetivos a sus asociados en todo el mundo. Al incorporar la sostenibilidad en todos los procesos de adquisición e investigación, la organización se compromete a trabajar con socios globales para promover una cadena de valor neta cero y establecer un ecosistema verde.

Junto con sus socios, Trina Solar ha dividido las huellas de carbono de sus módulos y ha desarrollado materiales de silicio bajos en carbono. Las obleas de 150 micras y 130 micras tienen una huella de carbono un 20% menor que las obleas convencionales, gracias a los esfuerzos técnicos de la empresa para reducir el grosor de las obleas. Como resultado de su excepcional rendimiento en el campo de la cadena de suministro ecológica, Trina Solar fue designada "Empresa nacional de gestión ecológica de la cadena de suministro" por el Ministerio de Industria y Tecnología de la Información de China (MIIT) en febrero de 2023, cuando se publicó la Lista de fabricación ecológica de 2022.

Para convertirse en un líder mundial competitivo e innovador en servicios de valor añadido para la cadena de suministro, la empresa seguirá fomentando la colaboración intersectorial e implantando una cadena de suministro ecológica para impulsar la transformación y la mejora de las entidades de fases anteriores y posteriores.

Contribuir a un futuro sostenible con productos de emisión neta cero

El camino hacia la neutralidad de carbono está guiado por la tecnología verde. Trina Solar está creando un futuro de energía verde y neta cero con sus clientes a través de sus plataformas tecnológicas superiores y sus innovadores productos de potencia ultra alta.

En 2022, los módulos Vertex recibieron un certificado de evaluación del ciclo de vida (LCA) de TÜV Rheinland por su capacidad de gestión de bajas emisiones de carbono a lo largo de todo su ciclo de vida. Más tarde, ese mismo año, TÜV Rheinland volvió a conceder a los módulos Vertex de la empresa un Certificado de Huella de Carbono en reconocimiento al rendimiento líder del sector de los productos en la reducción de la huella de carbono.

Trina Solar es también una de las primeras empresas del sector en iniciar los procedimientos de Declaración Ambiental de Producto (EPD) y de certificación de la huella de carbono para módulos de tipo n.

Desde la puesta en marcha de operaciones net-zero hasta el desarrollo de una cadena de valor net-zero y la fabricación de productos net-zero, la compañía se compromete a reducir las emisiones de carbono en beneficio de la sociedad en cada paso del camino.

En el futuro, seguirá trabajando con todas las partes interesadas para proteger la biosfera, apoyar las iniciativas mundiales de descarbonización y poner la energía solar al alcance de todos.

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Licitación RenMDI: evalúan un adelanto en la apertura de sobres económicos

El sector energético de Argentina está a la espera de los próximos pasos vinculados a la licitación RenMDI, aquella convocatoria para proyectos de generación renovable y almacenamiento de energía. 

Tras la apertura de sobres A realizada el pasado 27 de abril, donde se dieron a conocer 204 ofertas por 2073,7 MW de capacidad (ver nota), la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) entró en el período de evaluación de las propuestas técnicas.

Y si bien la publicación de la calificación de los proyectos está prevista para el martes 20 de junio y la apertura de sobres B (ofertas económicas) dos días más tarde, ya se analiza adelantar tales fechas. 

“Es probable que se anticipe, hay intenciones de las autoridades pero difícilmente sea más de una semana. Porque para que se haga esta misma semana, tendría que llegar una Resolución de la Secretaría de Energía de la Nación en estos días y no se vislumbra”, informó una fuente cercana a Energía Estratégica

¿A qué se debería el adelanto? Según pudo averiguar este portal de noticias, ya “está terminado el análisis y calificación de las propuestas técnicas” por parte de CAMMESA, por lo que con ello se buscará no dilatar más el actual proceso y acelerar los siguientes pasos de la primera convocatoria pública lanzada en más de cinco años para proyectos renovables desde que se anunció la última ronda del Programa Renovar (ronda 3 – MiniRen). 

Por empresas y zonas: El detalle de los 204 proyectos renovables que compiten en Argentina

Una vez se conozcan las ofertas económicas de aquellos proyectos que siguen en competencia de la licitación, las autoridades nacionales deberán adjudicar a los emprendimientos ganadores (previsto para el 6 de julio) y firmar los contratos de compra-venta de energía correspondiente, actividad que está planeada entre el 11 de julio y el 2 de noviembre del corriente año. 

Y cabe recordar que la cantidad de potencia presentada en la licitación RenMDI fue tres veces mayor que la capacidad disponible a adjudicar: en el segmento N° 1 hubo 148 proyectos (suman 1953,8 MW para 500 MW asignables), mientras que el renglón N° 2 tuvo 56 emprendimientos ofertados que acumulan 119,9 MW de capacidad (sólo se podrán adjudicar 120 MW). 

Hecho que generó sorpresa dentro del sector renovable del país, principalmente aquellas vinculadas al storage, considerando que fue la primera vez que una convocatoria pública incluyó dicha tecnología. 

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IPSE lanza licitación para dotar de energía renovable a más de mil familias en Uribia- Guajira

El Instituto para la Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas -IPSE-, cambia su estrategia de contratación, pasa de celebrar contratos interadministrativos a abrir procesos de licitación pública con el fin de incrementar la pluralidad de oferentes para realizar la construcción de unidades de generación fotovoltaicas de energía eléctrica en las comunidades en la zona rural del municipio de Uribia en el departamento de la Guajira.

El proceso de contratación se dividirá en cuatro grupos: centro (35 comunidades con 328 beneficiados), norte (27 comunidades con 345 usuarios), sur (37 comunidades con 335 beneficiados) y noreste (46 comunidades que representan 315 usuarios). Las empresas solo podrán presentarse a dos de los cuatro grupos establecidos.

“Son más de 40 mil millones de pesos que el IPSE destinará para llevar por primera vez energía eléctrica a uno de los municipios más apartados y olvidados de Colombia. Este proyecto beneficia a 1.323 usuarios y a 323 Unidades Comunitarias de Atención de la primera infancia -UCAS-, distribuidos en 145 comunidades indígenas del municipio de Uribía en el departamento de La Guajira”, aseguró el director del IPSE, Javier Campillo.

El instituto invita a todas las empresas, consorcios o personas naturales del sector energético y empresarial de Colombia para que se presenten y sustenten su capacidad y experticia técnica, financiera, jurídica y administrativa en la ejecución de proyectos, para que a futuro ejecuten el desarrollo e implementación de soluciones energéticas sostenibles.

Las empresas ganadoras no solo llevarán energía eléctrica, sino que además realizarán capacitación a los usuarios beneficiados con el fin de garantizar sostenibilidad de los proyectos energéticos, el fortalecimiento del tejido social comunitario y el impulso de sus proyectos productivos.

Con lo anterior aportamos a la Transición Energética Justa del gobierno del Cambio, realizando procesos de contratación transparentes, para la consolidación de Comunidades Energéticas, con el fin de llevar energía acorde a las necesidades de los territorios y fortalecer sus procesos productivos.

Para el caso de la Guajira se revisaron y compararon las distintas alternativas para determinar cuál era el mejor modelo a implementar, definiendo el uso de microrredes preferencialmente, con fuentes renovables de energía promoviendo así la autonomía energética y potencializando el desarrollo económico local.

Estas soluciones ofrecen una alternativa sostenible y adecuada a las necesidades energéticas de las comunidades, mejorando su calidad de vida y brindando oportunidades de crecimiento, permitiendo brindar un nivel de servicio de hasta 24 horas, generando mejores condiciones de vida y dinamizando la economía local.

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Analizan los grandes beneficios económicos de la generación distribuida en México

De acuerdo al reporte del Instituto de Investigaciones Jurídicas de la Universidad Nacional Autónoma de México, elaborado por el ingeniero Carlos Ulises López Chávez, la generación distribuida es un complemento importante para reducir el consumo por medio de prácticas de eficiencia energética, por control de cargas y uso inteligente de los períodos pico de las redes. 

“Si bien la energía solar no podría ser la solución de manera absoluta, es una potencial opción del abanico energético, que podría ir complementada con otras alternativas de generación”, señala el especialista.

El estudio busca exponer puntos relevantes de las inversiones a largo plazo de la generación de energía solar e indagar en sus beneficios.

Análisis de la tecnología solar fotovoltaica en generación distribuida y centralizada y sus beneficios económicos IIJ UNAM (2)

Beneficios de la generación distribuida planteados por el estudio

Las  principales virtudes son los retornos de inversión altamente convenientes que ofrecen. Los sistemas solares en techo permiten adquirir energía eléctrica por un periodo de al menos 25 años generando el 80% de la energía que se generaba.

Una de las tarifas más convenientes es la DAC, por su alto costo y por ser el precio real de la energía, sin el subsidio gubernamental. 

La inversión para estos proyectos residencias de alto consumo podrían ir desde los $30,000 MXN e ir aumentando conforme sea la necesidad del usuario. De esta forma, empezaría a recibir facturas más económicas y, en el mejor de los casos, solamente pagar el cargo fijo.

 La ventaja de estos sistemas es que, por el alto costo de sus tarifas, la inversión del sistema solar comparada con el ahorro de la energía se recuperaría en plazos de aproximadamente 4 años, esto quiere decir que, de los 25 años garantizados, el usuario terminaría con mínimo unos 21 años de energía gratuita

Además, uno de los beneficios que otorga el FISCO es el de la deducción del 100% de la inversión en el primer año, condicionado a mantener el equipo en operación por lo menos 5 años. Esto quiere decir que aun con los bajos retornos de inversión que se pueden manejar en estas inversiones, se puede reducir aún más el tiempo de su amortización, gracias a los beneficios de la deducción de este producto. 

Asimismo, cabe destacar que en México existen ya bancos privados que extienden la mano a este tipo de tecnologías y pueden volverse una opción viable de financiamiento.

También hay otras opciones como, los créditos de FIDE (Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica) otorgados por la CFE, que desde el 2013 han aportado créditos a 2,044 proyectos de techos solares e instalado un total de 16 MW, manejando una tasa de interés accesible para el cliente.

También está el programa llamado FOTEASE (Fondo para la Transición Energética y el aprovechamiento Sustentable de la Energía) que otorga a los usuarios un apoyo del 10% de la inversión a fondo perdido y el restante es manejado por la fiduciaria.

Conclusión

A pesar del bajo precio de la energía solar, las opciones de financiamiento y las grandes oportunidades que otorga al país, hay que establecer las bases para poder desplegar aún más la industria y avanzar en la tan esperada transición energética.

De acuerdo al informe, aunque en México existen regiones como Sonora y Baja California donde hay una radiación óptima para el desarrollo de estos proyectos, México cuenta grandes limitantes en la capacidad de transmisión.

Es menester que el gobierno invierta en mejorar la infraestructura del país con el objetivo impulsar aún más la industria fotovoltaica y cumplir con los objetivos de descarbonización planteados en el Acuerdo de París .

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Guatemala celebra con más energía renovable: aniversario, nuevos proyectos y licitaciones

La Asociación de Generadores Renovables (AGER) festeja hoy su vigesimoprimer aniversario promoviendo el crecimiento sostenible del sector energético renovable en Guatemala. 

Antes de la constitución de AGER el 7 de junio del 2002, la matriz de generación de electricidad de Guatemala apenas tenía 724 MW de capacidad instalada. En las últimas dos décadas ese número se triplicó, y la asociación acompañó el crecimiento del sector sumando nuevos asociados. 

En la actualidad, Guatemala ya cuenta con 2340,49 MW renovable, incluyendo 1512,56 MW hidro, 575,54 MW de ingenios azucareros, 38,21 MW geotérmica, 6,48 MW de generadores distribuidos renovables térmicos, 100,30 MW solares y 107,40 MW de eólica.  

Los socios de AGER representan cerca de la mitad de aquellos activos. En concreto suman un poco más de 1113 MW de capacidad en plantas en operación y proyectos en desarrollo. Todos, renovables. 

Gracias a esos proyectos, las energías renovables llegaron este año al récord de 86% de cobertura de la demanda con fuentes renovables, durante la segunda quincena del mes de febrero. Pero, el sector renovable va por más. 

Este año, la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) dio luz verde a nuevos proyectos de Generación Distribuida Renovable. Entre ellos, «Energía Verde El Rosario» (5 MW), que deberá entrar en operación antes del 31 de marzo del 2025, y «Granja Solar Ensol I» (4 MW) a ejecutarse hasta el 31 de agosto del 2026. Pero esto no sería todo. 

Hay más proyectos en camino para participar de la Licitación Abierta PEG-4-2022 que prevé este año la contratación de 235.00 MW y, a su continuación, se espera además la Licitación Abierta PEG-5 que podría rondar en los 1000 MW para adjudicar. Y sobre estos mecanismos, AGER permanece en vilo de manera que se pueda asegurar el éxito cubriendo como mínimo un 50% del requerimiento con energías renovables.

Guatemala atrae nuevas inversiones en energías renovables

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ABSOLAR ganó recurso de amparo que favorece a la generación distribuida de Brasil

La Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) ganó un recurso de amparo ante CEMIG, la mayor distribuidora de electricidad de Brasil en términos de extensión de la red, por inconsistencias de esta última a la hora de aceptar la conexión de proyectos de micro generación distribuida.

Puntualmente, ABSOLAR interpuso una denuncia por la suspensión ilegal de plazos para análisis de solicitudes bajo ese modelo de generación renovable, principalmente en el estado de Minas Gerais, donde se observan cierres de PyMEs vinculadas al sector y despidos de empleados. 

“La razón de la suspensión interpuesta por CEMIG era la necesidad de consulta del operador nacional del sistema. Frente al conocimiento de que el operador nacional no se manifiesta en estas situaciones de acceso a la micro y mini GD, encontramos esa ilegalidad. Y como tal, CEMIG no puede suspender la prestación del servicio público ni dejar de elaborar los presupuestos de conexión”, explicó Guilherme Berejuk, abogado especialista en energía de Martorelli Abogados. 

“El magistrado de la X Corte Federal de Belo Horizonte entendió que la distribuidora está obligada a seguir el reglamento de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) y procesar esos trámites. Es decir que la decisión es clara: CEMIG debe retomar el análisis de todas las solicitudes de acceso a micro GD que ya fueron presentadas”, agregó. 

Diputados de Brasil reúnen críticas a la reglamentación de la ley de micro y mini generación distribuida

La reglamentación del marco legal de la micro y mini generación distribuida, bajo la Ley N° 14300/2022 (hasta 5 MW de capacidad), fue aprobada los primeros días de febrero del 2023 tras poco más de medio año de retraso (se esperaba que fuera a mitad del 2022) y más de 820 aportes del sector eléctrico. 

En dicha reglamentación, ANEEL marcó las fechas límites de trabajo para las instalaciones distribuidas, y en el caso de la micro GD, debe ser como máximo 120 días, independientemente de la fuente. 

Aunque a partir del último giro judicial, CEMIG tendrá un plazo de 60 días para la elaboración de presupuestos y conexión de los proyectos presentados en el último tiempo que aún no fueron rechazados, según explicó el especialista del estudio Martorelli Abogados. 

“Es una noticia muy importante para el sector fotovoltaico porque es una decisión sin precedentes, ya que se revirtió el estancamiento de solicitudes de acceso para micro generación distribuida en el área de la distribuidora”, afirmó. 

Y cabe recordar que la generación solar distribuida de Brasil (sistemas de hasta 5 MW) creció 2,52 GW en lo que va del año y ya cuenta con aproximadamente 20,4 GW de potencia instalada, es decir poco más del 70% de toda la capacidad fotovoltaica operativa en el país. 

Mientras que en Minas Gerais, quizás la entidad federativa del país que más se vio afectada por la circunstancia dada hasta el momento, la GD suma 2684,3 MW de potencia y se posiciona como el segundo estado de mayor auge en la materia según los últimos datos compartidos por ABSOLAR. 

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Ex Superintendente de Energía y Gas advierte por el aumento de transferencias para renovables al 6%

El pasado 19 de mayo pasado se expidió el Plan Nacional de Desarrollo 2022-2026, mediante la Ley 2294 de 2023.

En una entrevista para Energía Estratégica, José Plata Puyana, ex Superintendente de Energía y Gas quien recientemente se incorporó como socio a la firma de abogados Serrano Martínez, analiza puntos favorables y desfavorables para el sector renovable.

¿Qué consideraciones hace de la Ley del Plan Nacional de Desarrollo en materia de energías renovables?

La revisión de los artículos de la Ley del Plan Nacional Desarrollo relacionados con las fuentes no convencionales de energías renovables (entiéndase solar, eólica, pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, biomasa y geotermia), deja un sabor agridulce.

En línea con lo que se había anunciado por parte del Gobierno Nacional sobre el objetivo de promover a través de esta ley las energías renovables, el artículo 235 indica que los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos que generan energía a filo de agua y con capacidad instalada hasta de 50 MW, serán elegibles para recibir los incentivos tributarios de deducción de renta, exclusión de IVA, exención de aranceles, y depreciación acelerada.

Antes, solamente los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos con capacidad de 10 MW eran elegibles, producto de la antigua Ley 697 de 2001 que fijaba ese límite con poco sustento criterio técnico que lo soportara.

Sin embargo, contrario al objetivo de promover las fuentes no convencionales de energía renovable, el artículo 233 incrementó el porcentaje de las transferencias que estos proyectos deben realizar de sus ingresos por generación de energía eléctrica del 1% al 6%, siendo el 6% un porcentaje mayor que el pagan por transferencias las plantas de generación térmicas que son del 4%.

En términos sencillos, la Ley 2299 de 2023 incluyó un sobrecosto a los proyectos con energías renovables, lo cual genera un desincentivo para proyectos que están en etapa de desarrollo y un problema de cierre financiero respecto de aquellos proyectos que ya tenían vendida su energía a futuro en contratos a largo plazo (los llamados contratos PPAs).

Además, la contradicción es aún mayor, dado que la Ley del Plan Nacional de Desarrollo delimitó este desincentivo a los proyectos que estén ubicados en áreas con la mayor radiación solar y velocidad de viento del país (entiéndase, principalmente en la Guajira y excepcionalmente en Atlántico, Magdalena y César).

Es de conocimiento público que los proyectos ubicados en la Guajira están enfrentando altos retos para superar las consultas previas con las minorías étnicas de la zona y lograr el licenciamiento ambiental, lo cual puede explicar que este incremento en las transferencias tenga como destino la financiación de proyectos definidos por las comunidades étnicas.

Sin embargo, es lamentable que el Gobierno y el Congreso no hayan evaluado otras herramientas de transición justa que no se tradujeran en un desincentivo al desarrollo de energías renovables.

El Gobierno de Colombia ha manifestado su interés de promover las comunidades energéticas, ¿cuáles son los avances del Plan Nacional de Desarrollo en este sentido?

La Ley 2299 de 2023 presenta un avance en este tema que constituye una innovación disruptiva respecto de la manera como tradicionalmente se presta el servicio a los usuarios a través de una empresa de servicios públicos.

En este sentido, la Ley del Plan Nacional de Desarrollo señala las fuentes de recursos públicos que serán utilizadas para financiar comunidades energéticas en zonas rurales alejadas y en los barrios subnormales de las ciudades.

Tras mi paso como ex Superintendente de Energía y Gas, fui testigo del problema de viabilidad financiera que generan las pérdidas de energía y de la dificultad para electrificar las zonas más alejadas del país, y las comunidades energéticas pueden constituir una solución en ambos aspectos.

Sin embargo, el artículo 235 señala que estas comunidades estarán sujetas a la supervisión de la Superintendencia de Servicios Públicos, lo cual me despierta una preocupación y es que el exceso de trámites, formalismos y obligaciones de reporte que usualmente exige esta Superintendencia, pueda ahogar la innovación de las comunidades energéticas.

En esta etapa como socio de la firma de abogados Serrano Martínez, ¿cuál será el valor agregado de su práctica de Energía y Gas?

La Comisión de Regulación de Energía y Gas es quien regula el sector de Energía y Gas y su regulación se caracteriza por tener un componente altamente técnico y económico.

De hecho, desde su creación y hasta el 2022, los abogados no podían asumir el rol de Experto Comisionado por restricción expresa de la Ley, lo cual explica el por qué históricamente las resoluciones de la CREG tienen más fórmulas que palabras.

Serrano Martínez será una firma de abogados pionera al conformar un equipo de Energía y Gas que cuente con ingenieros, economistas además de abogados, toda vez que una regulación con un alto componente técnico y económico requiera para su correcta interpretación de un equipo multidisciplinario.

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Aseguran que la nueva plataforma de Sunwise provee más datos que el Gobierno mexicano sobre el mercado solar

Días atrás, Sunwise, el software para cotización de proyectos fotovoltaicos presentó su Reporte Avanzado de Market Share (ver trasmisión), un informe dinámico que brinda una perspectiva completa y actualizada del mercado de productos solares.

Basado en datos recopilados de sus usuarios, ofrece información detallada sobre marcas, precios, propuestas y opciones de financiamiento.

En conversaciones con Energía Estratégica, Arturo Duhart, CEO de Sunwise, destaca: “La herramienta muestra todas las instalaciones que se han hecho en el país, siguiendo los rangos del reporte de la CRE, y permite filtrar cómo se ha comportado el mercado en los diferentes estados de una manera más robusta. Incluso, provee más datos que el Gobierno sobre el mercado solar”.

“Nuestra forma única de recolectar datos nos da una visión inigualable sobre el rumbo de la industria solar. Con el mercado mexicano listo para un crecimiento exponencial, los conocimientos precisos y en tiempo real de Sunwise serán clave para orientar este viaje transformador», agrega.

De esta forma, el reporte permite a los actores de la industria tomar decisiones estratégicas informadas y aprovechar las oportunidades en este sector de constante crecimiento. 

En efecto, Aldo Díaz, presidente nacional del Consejo de Profesionales en Energía Fotovoltaica (CPEF), señala los atributos que ofrece la herramienta: «Esta información cambiará la forma en la que vemos y medimos la industria. Estoy seguro que ayudará a la toma de decisiones más asertivas, promoverá la competencia estratégica y dará valor a los proyectos en el mercado”.

Asimismo, Joaquín Corella, director general del Centro de Inteligencia en Ahorro de Energía (CIAE) ratifica su valor agregado: «Es como tener una máquina de Rayos X de la industria solar, es poder ver: potencias, precios, marcas y tendencias. Miles de datos de manera fácil de entender por zona, potencia o tipos de equipos. Es un excelente complemento a la información oficial».

La plataforma se puso en línea el día que fue presentada a través del webinar de Sunwise. Durante su lanzamiento oficial, se abordó la dinámica de análisis, datos clave del mercado fotovoltaico y las perspectivas de los ponentes para tomar decisiones estratégicas.

Toda esta información fue prevista por empresas respetando sus términos de privacidad para retroalimentar el mercado.Para poder acceder a la plataforma ingresar al siguiente link.

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Estados Unidos lanzó su primera Estrategia Nacional de Hidrógeno limpio y Hoja de Ruta

La Administración Biden-Harris lanzó el lunes la versión final de la primera Estrategia y hoja de ruta nacional de hidrógeno limpio de EE. UU. (ver documento), que incluye tres acciones clave para detonar la industria del vector energético con la vista puesta en descarbonizar la economía del país y cumplir con los objetivos a nivel internacional.

Esta tan esperada estrategia describe oportunidades estratégicas para la producción de 10 millones de toneladas de hidrógeno limpio al año para 2030, 20 millones de toneladas para 2040 y 50 millones de toneladas para 2050.

Si alcanza los 50 millones de toneladas por año para 2050, podría reducir el 10% de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) de EE. UU. entre la actualidad y mediados de siglo.

Las tres estrategias para alcanzar las metas propuestas

Apuntar a usos estratégicos y de alto impacto para el hidrógeno limpio: Estados Unidos busca que el hidrógeno limpio se utilice en las aplicaciones de mayor beneficio, como la industria, el transporte pesado y el almacenamiento de energía de larga duración.
Reducir el costo del hidrógeno limpio al catalizar la innovación y la escala, estimular las inversiones del sector privado y desarrollar la cadena de suministro de hidrógeno limpio.
Centrarse en redes regionales con producción y uso final en estrecha proximidad para permitir el máximo beneficio de la inversión en infraestructura, impulsar la escala y facilitar el «despegue del mercado».

El objetivo planteado es habilitar la producción basada en electrólisis a USD 2 (EUR 1,87) por kg en el período 2026-2029 y a USD 1/kg de diversas fuentes en 2030-2035.

La estrategia que tiene 99 páginas y se actualizará al menos cada tres años, refleja un informe reciente del Departamento de Energía (DoE) que estima que la economía del hidrógeno de EE. UU. tiene el potencial de agregar 100,000 nuevos empleos directos e indirectos netos para fines de la década.

En tanto, Jennifer Granholm, Secretaria de Energía de EE. UU. destaca: “Acelerar el despliegue es clave para lograr la visión del presidente Biden de un futuro energético seguro y asequible. La estrategia sienta las bases para la asociación fuerte y productiva entre los sectores público y privado y guiará al gobierno y la industria para aprovechar todo el potencial de este recurso energético increíblemente versátil”.

Catalizada por la Ley de Infraestructura Bipartidista y la Ley de Reducción de la Inflación, la estrategia permitirá la descarbonización de sectores difíciles de reducir, la preservación y creación de empleos bien remunerados, beneficios de justicia ambiental y energética, independencia energética, y oportunidades de exportación para los Estados Unidos.

Según el documento, el gobierno está comprometido a trabajar con socios en industria, academia, laboratorios nacionales, locales y Comunidades tribales para promover una amplia gama de herramientas incluyendo pólizas, asistencia financiera, préstamos, programas de aprendizaje y partes interesadas compromiso, para acelerar el progreso.

Bajo esta premisa, el documento concluye: “Aunque mucho sigue siendo incierto, el potencial para el hidrógeno es claro. Enfocado la inversión y la acción a corto, mediano y largo plazo sentarán las bases para una limpieza más amplia a través de la adopción de hidrógeno».

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Mainstream solicita suspensión temporal de su parque eólico Caman en Chile

Mainstream Renewable Power le solicitó al Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) la suspensión temporal del mercado de corto plazo de su parque eólico Caman, de 148,5 MW de capacidad, ubicado en la Región de Los Ríos. 

Esta medida fue tomada por Copihue Energía, parte de la Plataforma Andes Renovables de Mainstream, ya que el proyecto aún no entró en operación comercial debido a una serie de factores “inimputables” a la compañía y que “escapan de su esfera de control». 

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

Por lo que, con el objeto de resguardar la integridad de la cadena de pagos, se dispondrá que la misma sean abonadas a los acreedores que correspondan con los fondos procedentes de la ejecución de la garantía, la cual asciende a $6.529.886.210 y fue emitida por el Banco de Crédito e Inversiones (BCI)

A lo que se debe agregar que, para que Copihue Energía pueda volver a participar del mercado de corto plazo de Chile, tendrá que pagar los saldos pendientes adeudados, además de hacer entrega de una nueva garantía, por el mismo monto de la garantía anterior o por el monto actualizado que disponga el CEN, según informó esta última entidad. 

Y es preciso recordar que la compañía cuenta con contratos de suministro a clientes regulados en el marco de la Licitación 2015/01 (adjudicados originalmente a Puelche Sur Eólica SpA) y es la tercera empresa en formular este tipo de solicitud tras los casos de los proyectos María Elena Solar e Ibereólica Cabo Leones II

¿Riesgo de insolvencia? 

A pesar que la situación sea similar a la que derivó en la suspensión de tales parques de generación renovable, no se trataría de un caso de insolvencia. Sino que el contrato de compra-venta de energía se mantendrá vigente, salvo que por el tiempo que dure ese retiro temporal, la obligación de suministrar ese PPA quede en suspenso y el volumen del proyecto se reparta en partes proporcionales. 

Pero ello no implica que la situación no sea delicada, ya que de acuerdo al último reporte anual de sostenibilidad de Aker Horizons, controlado por Mainstream, el conglomerado que posee cerca de 2300 millones de euros en activos en Chile, contó con pérdidas multimillonarias en el pasado reciente. 

 

Puntualmente, se llegó a reconocer una baja de 370 millones de euros en el país trasandino por parte de Mainstream Renewable Power durante el transcurso del 2022, debido a las “desafiantes condiciones del mercado” que impactaron a las compañías del sector eléctrico por limitaciones de capacidad en la red que conducen a un aumento de los costos”. 

Aunque se aclara que la cartera diversificada en Chile, tanto con energía eólica en el sur como producción solar en el norte, junto con la finalización de nuevos proyectos (total de 10 parques), “ayudó a mitigar el impacto” y que “se mantiene un diálogo activo con los acreedores para alcanzar una estructura de capital a largo plazo”.

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Los retos que espera la Autoridad de Licencias Ambientales ante el mandato de Petro de alcanzar 6 GW de renovables

Ayer, en el marco del ciclo de entrevistas audiovisuales ‘Protagonistas’, producido por Energía Estratégica, Rodrigo Negrete Montes, director de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA), abordó una serie de temas relevantes en relación con la implementación de proyectos de energías renovables en Colombia.

Entre los tópicos tratados, el directivo comentó cómo se encuentra la relación de la ANLA con las consultas previas; la situación del proyecto Windpeshi, donde Enel decidió suspender su construcción; la cantidad de proyectos que se esperan presentar ante la ANLA este año; la meta del presidente Gustavo Petro de alcanzar 2 GW al final de su mandato, pero que internamente apuntan a 6 GW; y los preparativos de la ANLA para recibir una gran cantidad de proyectos, entre ellos de energía eólica costa afuera.

Respecto a la situación del parque eólico Windpeshi, de 205 MW, ubicado en La Guajira, donde Enel decidió parar obras tras “agotar las instancias corporativas internas” con las comunidades y no conseguir un avance promisorio, el director de la ANLA reconoció que la pausa del emprendimiento “es una situación preocupante y un obstáculo en la transición hacia la energía renovable”.

Explicó que existen conflictos socioambientales en la región y que algunas comunidades indígenas se sienten excluidas de las decisiones. Indicó que aunque se han logrado acuerdos con algunas comunidades, la negociación con la totalidad de la tribu se torna un entramado muy complejo de resolver.

La ANLA espera que esta alerta generada por Enel se traduzca en acciones más efectivas por parte del gobierno para resolver el conflicto y evitar que situaciones similares ocurran con otros proyectos en la región.

En relación a las consultas previas, Negrete recordó que, de acuerdo con el convenio 169 de la OIT, la ANLA tiene la obligación de consultar a los pueblos étnicos cuando existan proyectos o actividades que puedan afectarlos.

Aclaró que la ANLA no lidera este proceso, sino que lo coordina el Ministerio del Interior a través de la Dirección de Consulta Previa. La ANLA participa en talleres de identificación y manejo de impactos, pero no tiene control ni regulación sobre el proceso de consulta previa.

Una vez que se completa este proceso, las empresas interesadas solicitan la licencia ambiental a la ANLA, quien evalúa si se cumplen las obligaciones ambientales derivadas de la consulta previa. ¿Qué opinó sobre la posibilidad de que se estandaricen las consultas previas?

6 GW renovables al 2026

Por otra parte, Negrete hizo mención al mandato de 2 GW renovables operativos al 2026 que especifica el Plan Nacional de Desarrollo (PND) aprobado recientemente. Pero indicó que el presidente Gustavo Petro ha solicitado puertas adentro la meta de dejar instalada una capacidad de 6 GW al final de su mandato, como parte de los objetivos de transición energética y cambio climático.

La cifra no parece extremadamente ambiciosa si se considera que en marzo pasado se le ha asignado capacidad de transporte al Sistema Interconectado Nacional a 7.493 MW renovables: 5.774 MW corresponden a energía solar, posicionándose como la principal tecnología que estará liderando la transición energética del país con 147 proyectos. En segundo lugar se encuentra la eólica con 1.237,8 MW en 10 proyectos, 6 de los cuales son offshore por 349,8 MW.

Y se espera que próximamente transcurra un proceso similar, donde se asigne más potencial limpia. Cabe recordar que se habían presentado un volumen por cerca de 60 GW a la red cuando la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME).

En esa línea, Negrete enfatizó sobre la cantidad de proyectos que esperan recibir desde la ANLA, donde destacó el crecimiento significativo en la presentación de proyectos de energías renovables en Colombia. Mencionó que en 2022 se otorgaron 10 licencias ambientales, y hasta la fecha actual se han otorgado 34 licencias, de las cuales 22 son de generación y 12 son de líneas de transmisión.

Sin embargo, también señaló que han surgido dificultades debido a deficiencias en los estudios de impacto ambiental presentados por las empresas. La ANLA está trabajando en fortalecer las capacidades de las empresas y en colaborar con otras entidades gubernamentales para agilizar los procesos y avanzar en las metas de transición energética.

Costa afuera

Ante el creciente interés en el desarrollo de proyectos de energía renovable, en particular en el campo de la energía eólica costa afuera, la ANLA se está preparando para hacer frente a los desafíos que esto conlleva.

En primer lugar, la entidad de licenciamientos ambientales ha estado trabajando en fortalecer sus capacidades técnicas y humanas para evaluar adecuadamente los proyectos de energías renovables y garantizar su cumplimiento con los estándares ambientales establecidos.

Han invertido en la capacitación de su personal y han mejorado los procesos internos para agilizar los trámites y garantizar una evaluación exhaustiva de los impactos ambientales de cada proyecto.

Además, la ANLA ha establecido alianzas estratégicas con otras entidades gubernamentales y organizaciones especializadas en energías renovables. Esto les permite contar con el apoyo y la experiencia necesaria para abordar los retos técnicos y regulatorios que surgen en la implementación de estos proyectos.

Uno de los desafíos específicos en el caso de la energía eólica costa afuera es la evaluación de los impactos ambientales en ecosistemas marinos y costeros. La ANLA ha venido trabajando en la elaboración de lineamientos y protocolos específicos para evaluar estos impactos y garantizar la protección de la biodiversidad marina y los ecosistemas costeros. También se ha enfocado en establecer mecanismos de monitoreo y seguimiento a largo plazo para evaluar los impactos ambientales durante la operación de los proyectos.

Además, la entidad está en constante diálogo con las comunidades locales y los pueblos étnicos para asegurar una participación activa y una consulta adecuada en la toma de decisiones relacionadas con los proyectos de energías renovables. Se busca garantizar que los beneficios de estos proyectos sean equitativamente distribuidos y que se respeten los derechos de las comunidades afectadas.

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Análisis: Generadoras privilegian el mercado ocasional por sobre licitaciones en Panamá

«Hoy, el mercado ocasional está altísimo. Por eso, los generadores no quieren agarrar contratos ni les interesa participar de licitaciones», advirtió un consultor energético del mercado eléctrico panameño.

En conversación con Energía Estratégica, el consultor compartió su análisis indicando que en las últimas licitaciones de corto plazo la participación ha sido baja y se teme que ocurra lo mismo cuando se convoquen las de largo plazo.

«Porqué van a ofertar 70 Balboas por MWh en una licitación, si en el mercado spot están recibiendo más de 100 y hasta 300 o 400 Balboas por MWh», subrayó.

Cuando se acerque el momento en el que la planta de gas de Gatún entre en operación, el referente consultado observó que el escenario podría revertirse y que en el mercado ocasional se depriman los precios: «Se les acabará la fiesta», indicó.

Y explicó: «Va a ocurrir que los generadores térmicos e hídricos que hoy en día están poniendo altos costos el mercado ocasional no van a ser despachados; porque, al estar la planta de Gatún, sacará del despacho a las más caras».

«Esto tampoco quiere decir que Gatún será barata, sino que será menos cara que otras centrales. La clave siguen siendo las licitaciones».

Ahora bien, el consultor también señaló que, para que los mecanismos de licitaciones sean exitosos, se debe reforzar la credibilidad del mercado de contratos que estaría siendo puesto en duda por algunas resoluciones a las que se habrían llegado este año y que irían en contra de honrar los contratos tal cual se adjudicaron.

Tal es el caso de la Resolución AN N° 18246, vinculada a la Licencia definitiva del proyecto Gas to Power Panamá (GTPP), del 17 de febrero del 2023. A partir de la cual, empresas como SINOLAM y Enel se verían favorecidas por la continuidad de un contrato que no se había cumplido, la reducción del tamaño del proyecto comprometido y un precio de contrato «que data de hace 8 años» y sería más alto que lo que se podría obtener en una licitación a largo plazo donde compitan energías renovables.

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Los diez puntos clave del Prodesen 2023-2037, según el Instituto Mexicano para la Competitividad

El 29 de mayo la Secretaría de Energía (Sener) publicó el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (Prodesen) 2023-2037, documento rector de la planeación que incorpora las proyecciones de crecimiento de la demanda de electricidad en México, las adiciones de nueva capacidad de generación, al mismo tiempo que instruye las inversiones en las redes de transmisión y distribución para garantizar la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

El Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO) analizó esta edición y encontró que, a pesar de que se reafirma el compromiso del gobierno mexicano con la transición energética, el Prodesen 2023-2037 pretende alcanzar las metas de generación limpia en el país a través de modificaciones regulatorias, en lugar de ofrecer una ruta crítica creíble para aumentar la participación de las energías renovables en la matriz energética del país.

Los diez puntos clave del Prodesen 2023-2037

1. Cambios metodológicos se tradujeron en un incremento de la generación limpia en 2022. El Prodesen señala que 31.2% (106 mil 171 gigawatts-hora –GWh–) de la energía eléctrica total generada en México en 2022 (340 mil 713 GWh) fue limpia. Sin embargo, para contabilizar la generación total de energías limpias durante ese año se emplearon las modificaciones metodológicas del acuerdo aprobado por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) el 26 de mayo de este año, por el cual se contabiliza como limpia una proporción de la energía “libre de combustible” (electricidad generada con el calor residual de un sistema que haya utilizado gas natural u otro combustible fósil, criterios que no corresponden a las mejores prácticas internacionales) generada por centrales de ciclo combinado.

De esta forma, en 2022 se contabilizó como limpia la generación de 8 mil 428 GWh de electricidad, que no habrían sido considerados como tales bajo la metodología de cálculo anterior. De no contabilizarse esta energía como limpia, la proporción de energía de esta naturaleza sería de 28.7% –de acuerdo con los propios cálculos de la Sener–, por lo que el Estado mexicano incumpliría por segundo año consecutivo la meta establecida en la Ley de Transición Energética de generar el 30% de su energía con fuentes limpias en 2021.

2.No se calcula la proporción de energía limpia que se generará en 2024. A diferencia de ediciones anteriores, el Prodesen más reciente no estima el porcentaje de energía limpia que se generará en 2024, por lo que no es posible conocer qué tan alejado estará el Estado mexicano de cumplir con las metas de generación limpia establecidas tanto en la legislación nacional como en tratados internacionales. Esta asciende a 35% en 2024 de acuerdo con la Ley de Transición Energética, la Ley General de Cambio Climático y el Acuerdo de París.

3.El consumo de electricidad mantendrá su tendencia de crecimiento y potencialmente rebasará las proyecciones. Se estima que a lo largo de los siguientes 15 años (2023-2037) el consumo neto de energía eléctrica en el país se incrementará a una tasa promedio anual de 2.5% en un escenario base. Esto significa que hacia 2037 el consumo de electricidad en México será de aproximadamente 479 mil 987 GWh, cifra 43.9% mayor a la observada en 2022 (333 mil 662 GWh). La región peninsular (Campeche, Quintana Roo y Yucatán), que tiene un déficit de generación de energía eléctrica, tendrá la mayor tasa de crecimiento promedio anual de las 10 regiones del SEN en las que se divide el país, con un 3.6%.

Estos escenarios son potencialmente conservadores. En el Prodesen 2022-2036, el crecimiento del consumo para ese periodo se estimó en 2.3% en el escenario bajo, 2.7% en el base y 3.2% en el alto. Sin embargo, el incremento en el consumo se ubicó en 3.4%, es decir, por encima de todos los escenarios.

4. No se desglosa información sobre proyectos privados de generación. El Prodesen contempla como uno de sus objetivos principales la recuperación de la capacidad de generación, transmisión, distribución y suministro eléctrico de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), a fin de que la empresa productiva del Estado “continúe sosteniendo firmemente al Sistema Eléctrico Nacional, como lo ha venido haciendo ininterrumpidamente desde 1937”.

Este trato preferencial a la CFE por parte de la Sener vulnera el principio de competencia y libre concurrencia en las distintas actividades de la industria eléctrica que establece la Constitución. A pesar de que la planeación del sistema debe ser desarrollada de forma independiente por la Sener, el Prodesen basa sus proyecciones únicamente en información de la CFE y el Centro Nacional de Control de Energía (Cenace).

5. Se confirma el rezago en el desarrollo de proyectos de transmisión y distribución de energía eléctrica. Entre 2015 y 2022, la Sener instruyó a CFE Transmisión y CFE Distribución –subsidiarias de la CFE– a la construcción de 318 proyectos de infraestructura eléctrica para la ampliación y modernización de la Red Nacional de Transmisión (RNT) y las Redes Generales de Distribución (RGD) del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM): 192 proyectos de transmisión y 126 proyectos de distribución.

Sin embargo, al cierre de 2022 solo se ha concretado la construcción de 30 proyectos (9.4% del total) –9 proyectos de transmisión y 21 de distribución–. A pesar de la importancia de las redes de transmisión para la transición energética, entre 2020 y 2022, la longitud de las líneas de transmisión se incrementó solo 0.17% (188 km): pasó de 110 mil 497 km en 2020 a 110 mil 685 km en 2022. Esta situación ha sido constante desde la reforma al sector en 2013/14. En el fondo, las obras instruidas no necesariamente reflejan las prioridades de los planes de negocio de las subsidiarias de transmisión y distribución, en este sentido una buena práctica sería que la Secretaría de Hacienda garantice la disponibilidad de recursos etiquetados para estos proyectos en el presupuesto anual de la CFE.

6. Se estima que la capacidad instalada de centrales de generación crecerá 23% entre 2022 y 2026. Se calcula que en un plazo de cuatro años la capacidad instalada del SEN se incrementará en 20 mil 425 megawatts (MW) al pasar de 89 mil 890 MW en 2022 a 110 mil 315 MW en 2026, lo que implica un crecimiento promedio de 5 mil 106 MW adicionales al año. Este promedio anual, sin embargo, equivale a 3.4 veces la nueva capacidad que se instaló en 2022 (1 mil 483 MW), por lo que es poco factible su cumplimiento, especialmente en un contexto de incertidumbre jurídica al que se enfrentan los participantes privados del mercado eléctrico.

Al mismo tiempo, si se compara la nueva capacidad instalada contemplada en el Prodesen 2023-2037 con la edición del año anterior, el incremento es considerable. Entonces se contemplaban adiciones por 8 mil 262 MW entre 2022 y 2025, equivalente al 9.5% del total instalado. De esa cantidad, únicamente 420 MW correspondían a capacidad solar fotovoltaica, mientras que en la planeación de 2023 se contemplan 6 mil 964 MW de esta tecnología. No obstante, a pesar del cambio, al día de hoy se desconocen los proyectos con los que se pretende cumplir con estas proyecciones.

7. Se calcula que la capacidad instalada de centrales de generación crecerá 67% entre 2022 y 2037. Se estima que en los siguientes 15 años se construirán centrales eléctricas con una capacidad instalada de 60 mil 83 MW, con lo cual la capacidad instalada hacia 2037 en el país será de 149 mil 973 MW, cifra 66.8% mayor a la observada en 2022 (89 mil 890 MW). Para alcanzar esta meta y satisfacer la demanda de los usuarios finales de electricidad del país se deberán añadir 4 mil 5 MW de capacidad al año durante este periodo.

8. La generación distribuida crecerá 338% entre 2022 y 2037. Se estima que la capacidad instalada de generación distribuida se incrementará en 8 mil 829 MW al pasar de 2 mil 613 MW en 2022 a 11 mil 442 MW en 2037 bajo un escenario base. Esto implica que en 2037 la generación distribuida contribuirá con alrededor de 15 mil 54 GWh de energía eléctrica, cifra que equivale al 3.1% del consumo neto total estimado para ese año (479 mil 987 GWh). No obstante, el anteproyecto de Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACG) en materia de generación distribuida amenaza con limitar el crecimiento de esta modalidad. 

El nuevo modelo de contraprestación propuesto (compensación por la energía excedente que se inyecte a la red) elimina el sistema de medición neta (net metering), donde el consumidor paga la diferencia entre la energía que inyectó y consumió y se beneficia de un crédito a su favor cuando haya entregado más energía al suministrador de la que consumió, todo basado en el precio de mercado (precio marginal local). La nueva figura de autoconsumo, donde toda su generación deberá ser consumida en el centro de carga y en caso de contar con excedentes, estos se compensarán a partir de un precio inferior al mercado basado en el costo promedio de la energía en los contratos de cobertura de CFE Suministrador de Servicios Básicos (CFE SSB).

9. Se contempla la adición de capacidad nuclear. En el Programa Indicativo para la Instalación y Retiro de Centrales Eléctricas (PIIRCE) se considera la posible adición de 150 MW de capacidad nuclear bajo la condición de que en el mediano plazo la tecnología nuclear para centrales eléctricas de pequeña capacidad sea asequible para su integración al SEN. Esta capacidad equivale al 9.3% de la capacidad de la central nucleoeléctrica Laguna Verde (1 mil 608 MW). No obstante, el documento no ofrece más detalles sobre estos proyectos.

10. La relevancia del hidrógeno verde crece. Se plantea la conversión progresiva entre 2033 y 2036 de 1 mil 24 MW de capacidad de ciclos combinados para que empleen una mezcla de 70% gas natural y 30% hidrógeno verde para generar electricidad con el propósito de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero de este tipo de centrales.

En conclusión, para IMCO, el Prodesen 2023-2037 refleja en el fondo la necesidad del gobierno mexicano de cumplir con su compromiso de generar el 35% de la energía eléctrica a partir de fuentes limpias para 2024. A menos de un año, la inviabilidad de alcanzar esta meta es evidente, consecuencia de cuatro años de obstáculos para el despliegue de proyectos de generación renovable en México. 

«Con alta probabilidad la nueva metodología será litigada en tribunales y posiblemente sea invalidada. Cambiar la regulación no cambia la realidad. La realidad es una: México no ha incrementado su capacidad de generación renovable al ritmo que las tendencias mundiales y sus compromisos lo demandan. La mejor apuesta para lograr este objetivo no está en la creatividad jurídica, sino en el pleno respeto al Estado de derecho en el otorgamiento de permisos de generación e interconexión para todos los proyectos que cumplan los requisitos legalmente establecidos. Solo así podrá el país acelerar la descarbonización de su matriz de generación eléctrica y ser atractivo para las industrias de alto valor agregado que buscan reducir su huella de emisiones, por ejemplo la movilidad eléctrica», agrega el reporte.

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¿Qué tendencias se avecinan para el mercado solar y cómo se observa la región de LATAM desde China?

La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) estuvo presente en la XVI edición del SNEC PV Power Expo, el congreso más grande del mundo sobre energía solar fotovoltaica llevado a cabo en China, donde se dieron a conocer las tendencias emergentes y las oportunidades clave de crecimiento.

Marcelo Álvarez, miembro de la Comisión Directiva y coordinador del Comité de Energía Solar FV de CADER, formó parte del corte inaugural del evento, expuso sobre el estado actual fotovoltaico de Argentina y, tras su vuelta al país, dialogó con Energía Estratégica sobre qué innovaciones podrían darse en el corto plazo y  cómo se ve el mercado local desde el extranjero. 

“Los módulos van hacia aumentos de eficiencia de, al menos, 25%, todos bifaciales y, en general, con tecnología N-Type, entre 600 y 750 W de potencia, aunque este último aún no está disponible para venta comercial pero sí lo estará dentro de tres meses», aseguró.

“También empieza a haber una especie de customización de los sistemas de generación distribuida, como por ejemplo módulos con strings separados para que el sombreado parcial los afecte menos en la eficiencia», agregó.

Asimismo, Marcelo Álvarez comentó que poco a poco hay más lugar para aquellos grupos dedicados al comercio electrónico en internet, principalmente del consorcio privado chino denominado “Alibaba Group”. 

¿Por qué? Esa plataforma se convirtió en la cadena de comercialización para los fabricantes y distribuidores de equipos fotovoltaicos Tier-3 (o inferiores), es decir aquellos que no cuentan con una estructura para competir con los grandes jugadores o customer service en diversas partes del mundo.

“A partir de ese modelo, como el caso de Alibaba, ese tipo de compañías más pequeñas crecen y ganan lugar en el mercado”, afirmó el miembro de la Comisión Directiva y coordinador del Comité de Energía Solar FV de CADER

Análisis de la región

Luego de su experiencia en la convención que también incluyó tecnologías de almacenamiento y el estado actual de los mercados solares en todo el globo, el especialista destacó que los países que más se ven en Latinoamérica son Brasil, México y Chile, en tanto que existe un leve auge en Colombia.

“Todos los fabricantes chinos ven a Brasil, considerando que es el octavo mercado fotovoltaico más grande del mundo y las grandes compañías tienen representación directa en dicho país. Mientras que lo que antes estaba en Argentina para el mundo de habla hispana, hoy en día se encuentra en Chile”, sostuvo.

“Aunque Argentina es un mercado potencial de 1 GW solar para 2024 si se dan algunas circunstancias, desde los 500 MW (con y sin storage) de la licitación RenMDI, los 200 MW de ampliación de Cauchari y 300 MW de MATER con la ampliación de nodos a raíz de la Resolución 360/2023 de la Secretaría de Energía de la Nación”, aclaró.

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Ecoflow triplicó sus ventas a nivel global y busca seguir expandiéndose en República Dominicana

En el marco del “Latam Future Energy: Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit”, diferentes jugadores de la industria fotovoltaica posicionaron a la energía solar como un gran aliado en la búsqueda de soluciones sostenibles para Latinoamérica. 

Uno de ellos fue Cristian Barrios, gerente de Ventas de Ecoflow, empresa líder en energía portátil y renovable que provee sistemas de almacenamiento para uso doméstico y profesional, reveló el vertiginoso crecimiento de la compañía, en conversaciones con Energía Estratégica.

“Las ventas de Ecoflow vienen aumentando a un ritmo acelerado a nivel global, el año pasado tuvimos unos ingresos de más de 800 millones de dólares, comparado con un 2021 de 250 millones de dólares”, explicó. 

“Actualmente tenemos presencia en más de 100 países a nivel global como República Dominicana, México, Colombia, Argentina y Venezuela. No obstante, seguimos buscando más aliados en Centroamérica y el Caribe, especialmente en República Dominicana para seguir creciendo”, agregó.

Con su producto estrella, las baterías portátiles y generadores de litio, la compañía ha logrado proporcionar soluciones integradas que han revolucionado la forma en que las personas acceden a la energía.

Estas soluciones integradas incluyen el MPPT, los conversores DC, el inversor y la celda de litio, lo que permite que estas baterías portátiles ofrezcan una potencia similar a la de un power bank, pero con capacidades mucho mayores. 

Además de cargar teléfonos celulares, pueden alimentar computadoras portátiles, televisores, ventiladores e incluso herramientas eléctricas. De esta forma, la compañía se ha centrado en brindar a los clientes la portabilidad de la energía, permitiéndoles cargar sus dispositivos en cualquier lugar.

Fuerte apetito por Centroamérica y el Caribe

Para Barrios, al ser una isla, República Dominicana no cuenta con interconexión de red eléctrica con otros países por lo que “depender de sí mismo en cuanto a generación de energía es un mal necesario”.

“Es un mercado muy desarrollado, en cuanto a paneles solares entramos como un jugador en sistemas de almacenamiento de energía. Tenemos una solución que se llama Smart Home Panel que almacena la energía de la red eléctrica a través de baterías”, señaló. 

A su vez, explicó que la línea de productos River 2 (256Wh) y Delta 2 (1024Wh) son las series con mayor demanda en la región, por su gran practicidad para acumular energía, por su facilidad de transportar y porque permiten al usuario tener electricidad en casa y en escenarios outdoor.

Paralelamente, sus baterías portátiles sirven en países donde se dan huracanes ya que permiten a los usuarios tener un backup de energía para sus electrodomésticos.

La empresa ha estado trabajando arduamente para expandir sus ecosistemas y ofrecer soluciones de energía solar como power kit para aplicaciones off-grid. 

Principales clientes

De acuerdo al ejecutivo, la empresa atiende principalmente a tres perfiles:

Los usuarios domésticos que buscan una fuente de energía confiable y portátil para sus necesidades diarias. 
Los usuarios profesionales, quienes representan el nicho más fuerte de Ecoflow, ya que las soluciones de la compañía son altamente eficientes para satisfacer las demandas de energía de diversas industrias y aplicaciones comerciales.
Los gobiernos de los distintos países donde tienen presencia contratan estas soluciones para eficientizar servicios públicos.

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Esco As se propone instalar 200 MW renovables en Ecuador

Este año, durante la administración de Guillermo Lasso, el Ministerio de Energía y Minas (MEM) publicó el informe de recomendación de adjudicación a empresas de Ecuador, México, España y Francia dentro del Proceso Público de Selección (PPS) para la concesión del Primer Bloque de Energías Renovables No Convencionales (Bloque ERNC) por 500 MW.

Una de las empresas adjudicadas es Esco As, un consorcio formado por Aroma Santo Solar, una firma ecuatoriana de la provincia de Loja (donde se realizará uno de los proyectos renovables), y un grupo de compañías mexicanas de Mexicali, Baja California.

Como ya había anticipado este medio, aún se están elaborando los expedientes de cada uno de los proyectos para remitir al Ministerio de Economía y Finanzas, ente que debe dar el dictamen de sostenibilidad en riesgos fiscales para obtener la adjudicación formal.

A la espera de ese título, el consorcio sigue trabajando fuertemente en impulsar otros proyectos renovables en el país. En conversaciones con Energía Estratégica, Ramiro Córdova, representante del consorcio Esco As, revela cuáles son las ambiciosas metas que se propusieron a corto plazo.

Tenemos identificados desde 200 a 300 MW en la provincia de Loja de manera particular, ya sea para participar en un bloque de proceso público de selección o para generación a la empresa privada. Nuestro objetivo es obtener una generación de alrededor de 100 o 200 MW en los próximos 3 años”, explica.

“Hay expectativa de avanzar con más proyectos. Participamos de algunas licitaciones y esperamos que se lancen este año nuevos PPS por parte del Ministerio de Energía. La idea es seguir invirtiendo en el país. Esperamos que sigan viniendo inversiones extranjeras en el Ecuador en materia de energías renovables”, agrega.

De esta forma, Córdova asegura que el interés de la compañía es pisar fuerte en el Ecuador por sus condiciones climáticas y recursos para generar energías renovables. 

“Estamos con mucho interés no solo de entrar en este proyecto que ya estaría adjudicado sino también en un proceso que ha convocado Celec de 1200 MW en energías renovables también mediante una alianza estratégica”, afirma. 

Y añade: “Tenemos identificado un portafolio de proyectos para generación privada. Hay recursos y terrenos para generar. La limitante son las líneas de transmisión de energía, pero esperamos que se pueda solucionar en el corto/mediano plazo”.

Desafíos por delante

Cabe destacar que el país atraviesa desde hace años una fuerte convulsión política que preocupa al sector empresario y frena, en muchos casos, las inversiones extranjeras por la alta incertidumbre.

Uno de los últimos acontecimientos fue 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.

En este marco, el experto señala los grandes desafíos que enfrenta el país: “Es necesario que las autoridades políticas y las empresas privadas nos unamos para tener una visión a largo plazo. Debemos tener claridad en el plan estratégico de energía que debe tener el Ecuador”. 

“Se debe respetar el ingreso de nuevos actores para que puedan aportar financiamiento para que la empresa privada no tenga que absorber todos los costos y riesgos”, ratifica.

Además, la compañía se propone seguir expandiendo su presencia en el mercado internacional. En efecto, Córdova asegura que si bien en la actualidad están concentrados en Ecuador, “el próximo año hay buenas posibilidades de apostar en República Dominicana, Colombia y Perú, ya que son países muy atractivos para la generación renovable”. 

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AMES Argentina presenta el ciclo de conservatorios para promover la equidad de género en las carreras técnicas y STEM

Desde AMES Argentina, lanzan el ciclo «Las Profesionales Hacen Escuela: Conversatorios para Inspirar y Empoderar», una inciativa que busca promover la equidad de género en las carreras técnicas y STEM (ciencia, tecnología, ingeniería y matemáticas). Está dirigido a estudiantes de la Educación Técnica y Formación Profesional.

Los conversatorios se llevarán a cabo cada 15 días a las 19 horas, iniciando este 7 de junio, y serán transmitidos en vivo por el canal de YouTube del Ministerio de Educación (https://www.youtube.com/@CanalMinEduRN)

El enfoque metodológico del proyecto se centra en conversatorios virtuales de corta duración (30 minutos) en los cuales darán su testimonio Mujeres Destacadas de la sociedad, con el fin de ser un medio de inspiración para el público objetivo e interactuar con el mismo.

El ciclo inicia con el Conversatorio «Trazando caminos en la ciencia» a cargo de Fabiana Gennari, y contará con la moderación de la Vicepresidenta de AMES, Analía Acosta.

Fabiana Gennari es ingeniera química e investigadora en el desarrollo de materiales nano-estructurados para aplicaciones en energías alternativas y cuidado del medioambiente. Por su trayectoria y aporte al campo científico, ha sido reconocida con varios premios, incluido el Premio Nacional L’Oréal-UNESCO: «Por las Mujeres en la Ciencia».

Los próximos encuentros serán:

21 de junio- a cargo de la doctora Analía Moreno.
5 de julio con la Ingeniera Agustina García.
26 de julio con la Ingeniera Carolina Martín.
9 de agosto con la arquitecta Virginia Mercerat.
23 de agosto con la Mg. Griselda Lambertini
6 de septiembre con Patricia Gatti.

Las siguientes jornadas están previstas para el 20 de septiembre; 4 y 18 de octubre; 1, 15 y 29 de noviembre. Desde AMES, seguiremos compartiendo novedades sobre los próximos encuentros.

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Esperan que en diciembre se firmen los contratos de la licitación de 500 MW renovables en Ecuador

Meses atrás, durante la administración de Guillermo Lasso, el Ministerio de Energía y Minas (MEM) publicó el informe de recomendación de adjudicación a empresas de Ecuador, México, España y Francia para desarrollar proyectos de generación de energía renovable no convencional por 500 MW.

Desde esa fecha, con el objetivo de formalizar esa adjudicación, se están elaborando los expedientes de cada uno de los proyectos para remitir al Ministerio de Economía y Finanzas, ente que debe dar el dictamen de sostenibilidad en riesgos fiscales.

En conversaciones con Energía Estratégica, Ramiro Córdova, representante del consorcio Esco As, una de las empresas adjudicadas dentro del Proceso Público de Selección (PPS) para la concesión del Primer Bloque de Energías Renovables No Convencionales (Bloque ERNC) dialogó sobre las expectativas de la firma para poder avanzar en los proyectos .

“Esperamos que el Ministerio reciba los expedientes de todos los proyectos adjudicados, emita los dictámenes y adjudique de manera oficial los proyectos en agosto/septiembre. De cumplir con estos plazos, en diciembre/enero se llevará adelante la firma de contrato y concesión del PPS”, señala.

Esco As, es un consorcio formado por Aroma Santo Solar, una empresa ecuatoriana de la provincia de Loja (donde se realizará uno de los proyectos renovables), y un grupo de empresas mexicanas de Mexicali, Baja California. 

A través de una alianza estratégica el grupo especializado en generación eléctrica de gas natural unió esfuerzos con promotores de generación fotovoltaica y participaron con resultados exitosos en la primera licitación.

“Nuestro proyecto de generación fotovoltaica junto con otro proyecto de energía eólica son los únicos dos de la provincia de Loja que ganaron las subastas. El contrato de concesión a largo plazo de 25 años fue garantizado a través de un fideicomiso y tiene todos los procesos para que se alcance una bancabilidad”, asegura Cordova.

Según el experto, todo el bloque tendrá una generación de 511 MW, lo cual representa una inversión de 900 millones de dólares y la creación de 1000 puestos de empleo directo. 

“En nuestro caso, es un proyecto de 20 MW, que requirió una inversión de 25 millones de dólares y la contratación de 100 personas. La cifra es bastante alta considerando que en el Cantón Sozoranga, el trabajo es muy escaso. Creemos que con este tipo de proyectos se va a generar empleo sostenible en el tiempo”, estima.

Este será el único proyecto solar fotovoltaico en implantarse en la Zona 7 y Austro del Ecuador. Con el desarrollo de este proyecto de energías renovables también se espera  inversión extranjera directa que permita dinamizar la economía de la provincia.

Preocupación por la convulsión política

Por la crisis política que atraviesa el país, 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.

En este marco, el ejecutivo destaca: “Sentimos preocupación porque estos conflictos políticos sin dudas lastiman la confianza en la seguridad política del país. No obstante, esperamos que este tipo de licitaciones bien llevadas de manera transparente y honesta no se vean afectadas por estos cambios políticos, independientemente del gobierno que venga”. 

“Esperamos que se respeten los contratos en marcha, que se acelere la adjudicación de estos proyectos y que se incentive la participación privada para la generación de más energías renovables a través de nuevos PPS”, agrega

Cambios en el Marco Regulatorio

Si bien celebra la evolución del Proceso Público de Selección, alerta ciertos asegunes y sugiere cambios en el marco normativo para acelerar las licitaciones. 

“Al ser el primer bloque que se lanzó en un PPS, hay muchas cuestiones que se pueden corregir. Una de ellas es el dictamen de sostenibilidad. Creemos que se pueden hacer procesos más rápidos y expeditos sin que estén sujetos a tanta burocracia y a los tiempos políticos”, sugiere.

“Queremos que se hagan procesos transparentes, con reglas claras y seguridad jurídica con contratos ya establecidos que puedan estar al alcance de las empresas oferentes. Eso es muy importante para tener claridad”, insiste.

Para el especialista, si bien existe en el país un Plan Maestro de Electricidad, el problema que tiene el Ecuador es su altísima dependencia de la generación hidroeléctrica.

“La matriz de generación eléctrica de Ecuador, si bien es renovable en un 90%, el 88% depende de energía hidroeléctrica. Como empresa privada creemos que esto tiene que cambiar”, explica. 

“Necesitamos diversificar esta matriz a través de la entrada de energía eólica, fotovoltaica y biomasa para brindar mayor seguridad eléctrica del país. Esperamos que se de este mix de energía”, concluye.

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Boric anunció proyecto para licitar almacenamiento de energía eléctrica por USD 2000 millones

El presidente de Chile, Gabriel Boric, anunció que este año el gobierno presentará un proyecto de ley en el Congreso Nacional para licitar sistemas de almacenamiento de energía eléctrica a gran escala y que éstos entren en operación hacia el final del 2026. 

“Chile es uno de los principales productores de energías renovables del mundo y hoy el desafío es poder almacenar toda esa energía solar y eólica, además de establecer las líneas de transmisión que correspondan” señaló durante su discurso de la Cuenta Pública 2023.  

“Este es un paso fundamental para lograr la carbono-neutralidad antes de 2050. Va a ser el proyecto más grande de América Latina con una inversión de 2 mil millones de dólares y estará en el Desierto de Atacama”, agregó. 

Asimismo, el presidente de Chile hizo hincapié en la Estrategia Nacional del Litio (anunciada a fines de abril 2023) y en el rol que tendrá dicho mineral – y otros como el cobre – en la transición energética y el desarrollo de la industria local, a tal punto que apuntó que el país podría ser el principal productor del mundo.

¿Cómo lo ve el sector? Matias Cox, director ejecutivo de la Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores (GPM), conversó con Energía Estratégica y destacó que esa iniciativa puede ser positiva y una solución a mediano plazo ante la falta de redes de transporte de energía eléctrica, pero remarcó el período necesario para su implementación y que se deben conocer las bases de tal convocatoria. 

“Tenemos que ver el proyecto de ley y saber cuál será el mecanismo de licitación que utilizará el gobierno. Se dice que estará dentro de las obras del sistema transmisión, por lo que habrá que ver si es por el sistema actual, quién será el propietario y quienes los desarrolladores”, apuntó. 

“Los plazos están cortos al 2026, considerando el tiempo para tramitar una ley y hacer la licitación, pero necesitamos conocer la bajada de la medida para saber sus alcances. Aunque entendemos que esta iniciativa entrará dentro del proyecto de transición energética que lanzó el gobierno hace algunos meses”, añadió. 

Y cabe recordar que estos anuncios de Boric llegaron casi dos semanas después de que la Comisión Nacional de Energía diera a conocer las bases preliminares de la única Licitación de Suministro para el corriente año en el país, por 5400 GWh a ser abastecidos por 20 años a partir de 2027 y 2028 (dependiendo el bloque). 

En dicha convocatoria, por primera vez, se incluyó un incentivo directo a medios de almacenamiento y de generación con energías renovables no variables, puntualmente de 0,15 US$/MWh por cada GWh de energía generable para aquellas ofertas para los bloques horarios A o C.

Si bien ambas iniciativas se ven como positivas y que tienen un “sentido de urgencia”, Cox insistió en que es necesario contar con los reglamentos correspondientes tras la aprobación de la Ley de Almacenamiento y Electromovilidad (salió en octubre 2022), tales como el de potencia y operación y coordinación del sistema. 

El Ministerio de Energía de Chile puso a consulta un nuevo reglamento de potencia

“Requerimos que la regulación esté a la altura para el desarrollo de este tipo de proyectos. Todavía no está regulado cómo se tratará la potencia en almacenamiento y es vital para financiar los proyectos y que se concreten los más rápido posible. Pero es un buen indicio que se hayan incluido en la licitación y como generadores pequeños y medianos, tenemos ideas y socios que invierten en la materia”, concluyó el director ejecutivo de GPM. 

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El Ejecutivo de Argentina elevó al Congreso su proyecto de ley de hidrógeno

El Poder Ejecutivo de Argentina finalmente elevó al Congreso de la Nación su 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”, es decir que será tanto para el H2 producido por renovables, gas natural y energía nuclear. 

La iniciativa llegó al Legislativo con la firma de Alberto Fernández (presidente de la Nación) y Sergio Massa (ministro de Economía), a poco más de diez días después desde que la titular de la cartera energética nacional, Flavia Royon, confirmara que el proyecto estaba listo para presentar y despejara diversas dudas con respecto al mismo. 

Este nuevo normativo actualizará la anterior ley N° 26123 (promulgada en 2006 y vencido su plazo de ejecución en 2021) y sus 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 vectores del H2. 

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. 

“Debe subrayarse que un marco legal específico para el desarrollo del hidrógeno verde en escala comercial, podría ser uno de los factores decisivos y driver no solamente para garantías sino para potencial financiamiento del Banco de Desarrollo de Alemania – KFW, del mismo modo que el mismo jugó un rol sustantivo en el financiamiento de los proyectos eólicos encarados en el marco de la 2da. Ronda del Plan Renovar”, expresó Fernando Brun, embajador argentino en Alemania, a través de sus redes sociales. 

“Adicionalmente, habilitaría a trabajar en el marco de nuevos instrumentos financieros que se desarrollen a partir de la Iniciativa de Descarbonización Industrial – Klima Club o de la iniciativa Especial de Energías Renovables. En consecuencia, estamos hablando de un marco legal que tendrá un rol disparador fundamental para el desarrollo de un sector innovador en el esquema energético global en el transcurso de la próxima década”, agregó.

¿Cuáles son los beneficios? Tal como adelantó Energía Estratégica (ver nota), la propuesta del Ejecutivo destaca la devolución anticipada del IVA, amortización acelerada del impuesto de las ganancias, compensación de quebranto de ganancias, deducción de la carga financiera del pasivo de cada una de las iniciativas y la exención de impuestos sobre la distribución de dividendos y utilidades.

Por ejemplo, y según se detalla, los derechos de exportación aplicables al hidrógeno de bajas emisiones y sus vectores asociados no pueden exceder alícuotas porcentuales máximas, medidas en términos del valor FOB por tonelada, de acuerdo al año que corresponda. 

Para exportaciones realizadas desde la entrada en vigor de la ley hasta el décimo año (inclusive), el valor será de 0%, cuando se trate de H2 verde o rosa y/o sus vectores asociados y de 1,5 % para el hidrógeno azul hasta alcanzar del 3% al 4,5% (respectivamente) del vigésimo al trigésimo año de la normativa. 

Mientras que los titulares de centrales productoras también tendrán facilidades al acceder al mercado libre de cambios, precisamente hasta el 50% de las divisas obtenidas en las exportaciones para poder ser destinadas al pago de capital e intereses de pasivos comerciales y/o financieros con el exterior. 

Mejorar la industria nacional 

Cabe mencionar que la ley pondrá 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 35% (a partir de la entrada en vigor de la ley), 45% (a partir del sexto año) y 50% (desde el undécimo año), con el objetivo de consolidar una matriz productiva nacional que genere empleo de calidad en el sector.

Aunque para esos porcentajes mínimos no deberá computarse el valor correspondiente a las obras civiles o de infraestructura ni a la mano de obra. Asimismo, también deberán netearse los importes correspondientes al Impuesto al Valor Agregado, los gastos financieros, descuentos y bonificaciones. 

Además, la ley incluirá la creación de instituciones encargadas de certificar el origen y las características del proceso de producción del hidrógeno, así como de establecer estándares de seguridad para la producción, transporte y almacenamiento, en línea con los estándares internacionales. 

Una de ellas será la Agencia Nacional del Hidrógeno (AgenHidro), bajo la órbita del Ministerio de Economía, que deberá elaborar un Plan Nacional de la Economía del Hidrógeno para la Transición Energética, el cual deberá dar cuenta de la estrategia nacional para su despliegue e implementación.

 

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Alertan que el cumplimiento de las metas previstas por el Prodesen a través de ciclos combinados es “ficticio”

El acuerdo aprobado el 24 de mayo por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y la posterior publicación del Programa para el Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (Prodesen) generaron polémica en el sector renovable.

En primer lugar, la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE) y la Asociación Mexicana de Energía Solar (ASOLMEX) aseguran que este acuerdo incrementa “artificialmente” la cantidad de energía limpia en el sistema eléctrico, al considerar parte de la generación con gas natural en centrales de ciclo combinado como energía libre de combustible y la hace acreedora a Certificados de Energías Limpias (CELs).

De acuerdo al último reporte del Prodesen, “en el periodo de 2027-2037 las adiciones de tecnologías fósiles con gas natural se reducen, incluyendo la cogeneración eficiente, sin considerar los ciclos combinados de mezcla gas natural e hidrógeno verde, con lo que continuaremos acelerando la transición energética”.

En conversaciones con Energía Estratégica, Alberto Campos, senior energy manager de Edison Energy, asegura: “El Gobierno quiere cumplir las metas de descarbonización a través de ciclos combinados pero no es la forma aceptada mundialmente. Creo que en ningún país se considera un ciclo combinado como energía limpia”.

“En México alrededor de un 50% de la generación está basada en ciclos combinados por lo que seguro vamos a llegar a nuestra meta. Sin embargo, será un cumplimiento ficticio ya que no se está adicionando ni un solo MW limpio como tal”, agrega. 

Cabe destacar que durante la gestión de Andrés Manuel López Obrador (AMLO), México viene fallando en alcanzar las metas propuestas y según el sector privado, esto se debe a que no han entrado nuevos proyectos renovables en los últimos años, más allá del Plan Sonora. 

“Según el Prodesen, de un año al otro se agregan 7 mil GW de energía limpia por ciclos combinados. El tema es que cuando entidades internacionales contabilicen esto probablemente se vendrán muchos amparos ya que en estos CEL va a haber una oferta mayor por este tipo de tecnologías”, señala.

Los CEL son incentivos a la nueva generación limpia. Todos los usuarios finales tienen que cumplir con cierto porcentaje de CEL en su consumo. En la actualidad, la CRE ha ratificado que es de 13.9% (el mismo porcentaje del año pasado). 

El objetivo de estos incentivos es que la generación fósil se vaya reemplazando paulatinamente con generación renovable o más limpia.

“Los CEL son un mecanismo para que los generadores limpios recuperen sus costos fijos y tengan una ganancia adicional. Un CEL ronda en promedio los 8/9 dólares”, explica el experto.

“Obviamente, al haber una sobreoferta los precios de los CELS van a disminuir. Eso le pega a los generadores limpios y también perjudica el cumplimiento de las metas de descarbonización porque realmente no se están dejando de emitir estos gases”, concluye.

 

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Advierten retos en la implementación de la Ley de Recursos Energéticos Distribuidos de Costa Rica

La Ley 10086 tiene un cambio fundamental en el modelo en el que se relacionan los clientes con las empresas distribuidoras; y es que pasa de un modelo de negocio sencillo donde se intercambia la energía, a un modelo de neteo completo o Net Billing, donde se transa la energía vendiendo excedentes o comprando la energía faltante. 

Al respecto, Energía Estratégica dialogó con Alberto Rodríguez, el CEO más joven con participación activa en la Cámara de Generación Distribuida (CGD) y que lidera la empresa de energía solar fotovoltaica más grande en Costa Rica, GoSolar

Entre los temas que ocupan al referente empresario en su calidad de coordinador del Comité de Seguridad Técnica de la CGD identifica pros y contras, así como importantes pendientes regulatorios para dar cumplimiento a la Ley 10086 de Promoción y regulación de recursos energéticos distribuidos a partir de fuentes renovables. 

De acuerdo con Rodríguez, la parte buena de la ley es que aclara dos puntos muy importantes: 

El primero es el tope para la interconexión que antes era de un 15% en todos los circuitos, pero que ahora se iría a ampliar. De acuerdo con estudios preliminares, como mínimo se deberá aumentar a un 30% el límite, duplicando el mercado en Costa Rica. 

El segundo punto clave es que legaliza los sistemas sin entrega de excedentes a la red y estipula cuáles son los requerimientos para este tipo de sistemas. Sin embargo, aún tendría pendientes para asegurar su éxito. 

“Si bien tiene cosas muy positivas, la Ley aún deja por fuera a los pequeños consumidores”. 

“Por lo que, en tanto ARSEP no termine de hacer su trabajo reglamentando la Ley, lo más probable es que en el corto plazo -este año e inicio del siguiente- el enfoque de todo el mercado sea hacia los grandes consumidores de energía, que son los clientes que pueden aprovechar esta nueva ley desde ya, a través de los sistemas sin entrega de excedentes que están dando números de rentabilidad realmente asombrosos”, observó. 

Y es que, para la implementación de la Ley 10086 se necesita previamente determinar las tarifas de venta de electricidad para los generadores distribuidos y, a pesar de que la ley establecía un plazo no mayor a 12 meses para que ARSEP publique ese nuevo esquema tarifario, ya transitando el mes 17 todavía no se han publicado las tarifas. Esto implica que los clientes generadores aún no pueden vender sus excedentes energéticos. 

“En tanto no tengamos tarifas, las casas donde el consumo diurno es bajo y la mayoría del consumo nocturno las pequeñas y medianas empresas que sólo trabajan lunes a viernes y que no tienen consumo los sábados y domingos, se ven bastante golpeados en sus capacidades de adquirir un sistema de generación distribuida, pero los grandes consumidores como transnacionales, las zonas francas, las zonas industriales, la agroindustria, que trabaja de lunes a domingo, los sectores hoteleros que tienen operaciones constantes pueden instalar ya sistemas sin inyección a la red que son tremendamente rentables y no dependen de la publicación de las tarifas de ARESEP”, concluyó.

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Empresarios de Uruguay están expectantes por futuros anuncios de nuevos contratos renovables

El sector energético de Uruguay continúa a la espera de las novedades que pudieran surgir en el transcurso del 2023 en cuanto a futuras convocatorias para la construcción de nuevos proyectos como también de la actualización normativa que permita una mayor penetración de la generación limpia. 

“Estamos muy expectantes de las novedades que pudieran ver respecto a la descarbonización del sector, la movilidad sostenible, el hidrógeno verde y la relación con el storage, como también lo que pudiera pasar con licitaciones”, sostuvo Marcelo Mula, presidente de Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER). 

“Veremos si podemos concretar algún anuncio en el siguiente Congreso Latam Renovables, que coincidirá con el tercer Congreso del Consejo Mundial de Energía (WEC) Capítulo Uruguay”, agregó en conversación con Energía Estratégica

Cabe recordar que, a principios de año, el país volvió a tener niveles de importación de energía eléctrica similares a los números de hace más de una década, previo a la primera transformación energética del país y el ingreso en operación de centrales eólicas y solares. 

Por lo que desde AUDER ya manifestaron la necesidad “urgente” de contar nuevas licitaciones de renovables y gestionar más contratos para afrontar dicha situación, considerando los plazos de ejecución de los parques y el interés que pudiera haber a nivel internacional por el modelo de negocio y los posibles precios por MWh. 

Mientras que por el lado del hidrógeno verde, en mayo se adjudicó el primer proyecto piloto  seleccionado por el Fondo Sectorial de Hidrógeno Verde, fondo que es llevado adelante por el Ministerio de Industria Energía y Minería (MIEM), el Laboratorio Tecnológico del Uruguay (LATU) y la Agencia Nacional de Investigación e Innovación (ANII). 

Sumado a que desde el lado privado también avanzan con el desarrollo de centrales de generación renovable dedicadas a la producción del mencionado vector energético y así estar a la vanguardia en la materia. 

“Hay mucho desarrollo de proyectos de H2V, en términos de pre-factibilidad, viabilidad, de organización y ubicación de parques eólicos y solares para alimentar la nueva demanda de electrolizadores y el mercado del hidrógeno verde y productos derivados”, afirmó Mula. 

¿En qué estado se encuentran los proyectos de hidrógeno verde de ANCAP? – Energía Estratégica

“No hubo señales por el lado de los contratos PPA (Power Purchase Agreement), pero todo el desarrollo del H2 y el crecimiento de la demanda está vinculado con el avance de las renovables en el país. Estamos convencidos de ello y de que habrá un montón de acciones por concretar emprendimientos, ya sea los de UTE , ANCAP u otros asociados a convenios entre privados”, continuó. 

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Con el módulo Hi-MO 7, LONGi se presentó en la SNEC con una cartera de productos para todos los escenarios

El 24 de mayo de 2023, se inauguró oficialmente la 16ª Exhibición Internacional Fotovoltaica e Inteligente (SNEC 2023) en Shanghái. Como «dueño del récord» de mayor eficiencia en la industria solar, LONGi lanza globalmente el nuevo módulo Hi-MO 7, un producto basado en la innovadora tecnología de celdas HPDC.

El producto mantiene el tamaño estándar del módulo M10, con una potencia de producción en masa de 580 W y una eficiencia de conversión del 22,5%. Se trata de un producto modular de gran valor creado por LONGi para grandes centrales eléctricas terrestres de todo el mundo, que reinaugura la «Era del Teravatio» con innovaciones integradas.

Hasta ahora, LONGi ha formado una matriz de productos multidimensional con «Hi-MO 5+Hi-MO 7» centrada en el mercado a gran escala y Hi-MO 6 centrado en el mercado de generación distribuida, aportando a los usuarios globales la mejor experiencia de valor de ganancias eficientes y constantes a lo largo del ciclo de vida de las centrales eléctricas.

Durante la presentación, Li Shaotang, Director de Marketing de Producto de LONGi, resaltó las principales ventajas del Hi-MO 7 basado en la tecnología de celdas HPDC. Destacó que el Hi-MO 7 de LONGi ha sido evaluado, desarrollado y probado durante mucho tiempo.

Además de su alta eficiencia, tiene una calidad de producto líder en el mundo y una confiabilidad a largo plazo, lo que reduce significativamente el LCOE de los proyectos fotovoltaicos a gran escala en el desierto de Gobi, mejorando la producción de energía a lo largo de todo el ciclo de vida.

Nuevo avance en la tecnología de celdas HPDC: la eficiencia de generación de energía va «más allá de lo imaginable»

El módulo Hi-MO 7 es una nueva generación de productos desarrollados por LONGi basados en la tecnología de celdas HPDC de alta eficiencia, que es otra práctica innovadora del «First Principle Thinking».

Las siglas HPDC corresponden en inglés a “High Performance and Hybrid Passivated Dual-Junction Cell”, que es otra versión mejorada de la tecnología de celda HPC. La cara posterior de la celda presenta uniones altas y bajas, un diseño optimizado de la película y técnicas avanzadas de deposición para lograr una notable pasivación de toda la superficie con una absorción parásita mínima.

En la cara frontal, la celda se aplica con una capa de contacto local de baja resistencia que mejora la eficiencia de la celda. Además, tanto la cara frontal como la posterior incorporan películas antirreflejantes y de baja recombinación mejoradas, así como soluciones de metalización, para un rendimiento superior. En general, la celda HPDC mejorada tiene una mayor eficiencia de conversión, un coeficiente de temperatura de potencia y una mayor confiabilidad, lo que puede aumentar significativamente las ganancias de generación de energía.

Según los informes, los productos prototipo de LONGi basados en la tecnología de celda HPDC ganaron el Premio AQM de Simulación de Rendimiento Energético 2022 de TÜV Rheinland; en el proyecto de demostración de generación energética llevado a cabo por el Instituto Nacional de Investigación de Aparatos Eléctricos de China Co., Ltd. en Qionghai, Hainan (en una superficie de cemento con un albedo alto), los módulos Hi-MO 7 lograron una ganancia de generación de energía del 2,9% en comparación con otros módulos bifaciales convencionales.

Esto demuestra que Hi-MO 7 está por delante de productos similares en términos de coeficiente de temperatura, bajo nivel de irradiación y rendimiento IAM y estabilidad del producto, lo que hace que los módulos sean más valiosos para los clientes en el mercado de terminales de generación de energía en tierra.

El diseño multidimensional proporciona una garantía de valor constante y «más completa» a largo plazo

Los estándares de ciclo de vida del producto de LONGi, líderes en el sector, también garantizan la confiabilidad de Hi-MO 7. Hi-MO 7 garantiza eficazmente su confiabilidad durante todo su ciclo de vida con diseños optimizados, como obleas de silicio monocristalino de alta calidad, pasta de celdas personalizada, sistema optimizado de película de encapsulado de módulos, interconexión de alta precisión SMBB y soldadura automática de alta confiabilidad de las cajas de conexiones.

La aplicación de plataformas digitalizadas de fabricación y control de calidad, especialmente la tecnología inteligente de detección de IA, garantiza aún más la calidad del producto. Por lo tanto, Hi-MO 7 ofrece una garantía de potencia lineal no superior al 0,38%, aportando a los clientes un valor sólido y un rendimiento eficiente más allá de las expectativas.

Cabe destacar que los módulos Hi-MO 7 lanzados por LONGi se ciñen al tamaño de módulo M10 estandarizado de 2278 × 1134 mm, siendo cada uno de ellos un módulo bifacial de gran tamaño y alta eficiencia. Gracias a los esfuerzos de LONGi y otras empresas en la promoción de M10, el valor integral y las ventajas de un tamaño de módulo razonable han sido plenamente comprendidos por las fases anteriores y posteriores de la industria solar. Desde su primera introducción hace tres años, el M10 ha representado más del 70% de la cuota de mercado. Estos logros de estandarización en toda la industria son difíciles de conseguir.

Pueden reducir los riesgos de aplicación de los productos en condiciones climáticas extremas, promover la coordinación entre los eslabones anteriores y posteriores de la cadena industrial, facilitar la sustitución y modernización de las centrales fotovoltaicas existentes y contribuir a un desarrollo sano y sostenible de la industria.

El éxito de la especificación M10 no es casual. Equilibra eficazmente la fabricación, la confiabilidad del producto, la comodidad de la aplicación y la compatibilidad. Hi-MO 7, basado en la especificación M10, tiene una excelente compatibilidad con la instalación manual de grandes bastidores, cables e inversores.

Las mejoras significativas en la eficiencia del módulo pueden aumentar la capacidad instalada de la central eléctrica en más de un 4,5% en un área limitada. Este módulo también disminuye los costes del balance del sistema (BOS) en el campo fotovoltaico y de los equipos terminales de CA, lo que se traduce en una reducción de los costes de funcionamiento y mantenimiento durante todo el ciclo de vida de la central eléctrica.

La serie de módulos Hi-MO en todos los escenarios, promete la mejor experiencia de aplicaciones en terminales

En todas las innovaciones y mejoras de la tecnología y los productos fotovoltaicos, LONGi siempre ha actuado con cautela, adhiriéndose al principio de «sin imprudencias, ni apuestas». Sólo después de un cuidadoso cálculo y una verificación completa, y asegurándose de que el producto tiene un valor confiable a largo plazo para los clientes, se llevará hasta el mercado final.

Con el lanzamiento oficial del módulo Hi-MO 7, LONGi ha conformado un excelente portafolio de productos «Hi-MO 5+Hi-MO 7» en el mercado de las centrales eléctricas a gran escala. La serie Hi-MO 5, con su rendimiento de generación de energía maduro y confiable que supera sistemáticamente las expectativas de los clientes, seguirá siendo el producto principal en el mercado de las centrales eléctricas a gran escala durante algún tiempo, mientras que la serie Hi-MO 7 es la preferida para escenarios que requieren módulos de alta reflectividad de la superficie del suelo, temperaturas ambiente elevadas y disponibilidad limitada de terrenos.

La serie Hi-MO 6, otro producto estrella lanzado el año pasado, es un producto de alta calidad diseñado por LONGi dirigido al mercado de generación distribuida de todo el mundo. Además de su alta eficiencia y su extraordinario rendimiento de generación de energía, también puede ofrecer a los usuarios una experiencia visual inigualable.

Sin duda, la llegada de la «Era del Teravatio» y el consenso mundial sobre la reducción del carbono han traído consigo infinitas posibilidades para el desarrollo de la industria fotovoltaica. Bajo escenarios de aplicación fotovoltaica más diversificados, la demanda del mercado de productos con mayor eficiencia, mayor rentabilidad y confiabilidad a lo largo de su ciclo de vida se ha hecho más urgente.

En esta ocasión, LONGi, especializada en tecnologías de energía verde, acelerará una vez más la llegada de un futuro con cero emisiones de carbono con Hi-MO 7 y sus productos y soluciones de escenario completo de la serie Hi-MO de mayor valor.

Como dijo Dennis She, Vicepresidente de LONGi, durante el lanzamiento: «la innovación continua y constante es la clave para que LONGi siga creando valor en el mercado. Desde la promoción de la revolución tecnológica de la industria monocristalina hasta el liderazgo de la aplicación a gran escala de la tecnología de celdas PERC y la tecnología de módulos bifaciales de doble vidrio, desde el esfuerzo por promover la estandarización y racionalización del tamaño de los productos en la industria hasta la tecnología HPBC que cambia las reglas del juego y reconfigura el valor, y ahora hasta la potenciación eficiente de la tecnología HPDC actual, LONGi ha impulsado el desarrollo de alta calidad de la industria solar con innovaciones tecnológicas y nuevos récords de eficiencia, liderando la transición energética mundial».

Persiguiendo el sueño de hacer del mundo un lugar más verde y sostenible por medio de la innovación, LONGi ha liderado por muchos años el rápido desarrollo de la industria a través de innovación tecnológica continua y de alta calidad. La entrega de más de 100 GW de módulos Hi-MO ha promovido eficazmente la transición y modernización de la infraestructura energética mundial.

Según el último informe anual de LONGi, la compañía entregó módulos solares adecuados en 2022 para generar energía alrededor de 46,76 GW, ganando «tres campeonatos consecutivos» en entrega de módulos globales y cuota de mercado. Para 2023, LONGi tiene como objetivo suministrar 85 GW de celdas y módulos (incluido el autoconsumo). Se espera que el recién lanzado Hi-MO 7 alcance la producción en masa en la segunda mitad del año, con una capacidad de más de 30 GW a finales de año. En el camino hacia la reducción de las emisiones de carbono, las series más valiosas de módulos Hi-MO se convertirán en una importante fuente de recursos humanos para acelerar la llegada de un futuro con cero emisiones de carbono.

Sobre LONGi

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

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

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DAS Solar colabora con el equipo de Martin Green para desarrollar una celda con una eficiencia superior al 30%

Recientemente, DAS Solar anunció que el Dr. Song Dengyuan, Director de Tecnología de DAS Solar, y el Dr. Ned Ekins-Daukes del Centro de Investigación de Tecnología Fotovoltaica Avanzada (Universidad de Nueva Gales del Sur) del equipo de Martin Green, han firmado conjuntamente un acuerdo de colaboración y un proyecto de inicio para el desarrollo de una celda solar de ultra alta eficiencia que supere el 30%.

Como una marca de primer nivel en tecnología N-type, DAS Solar ha logrado resultados notables con TOPCon 3.0 Plus, alcanzando una eficiencia máxima de hasta el 25.8% y una eficiencia de laboratorio de 26.24%, que se acercan al límite teórico de las células de silicio cristalino.

Cómo mejorar la eficiencia de las células de silicio cristalino para superar el límite teórico del 29.4% se ha convertido en un tema candente. En respuesta, DAS Solar, en colaboración con el equipo de Martin Green del Centro de Investigación Fotovoltaica Avanzada de la UNSW, ha iniciado un proyecto de investigación para el desarrollo de células solares super eficientes SFOS.

Las células solares SFOS super eficientes que se están desarrollando en este proyecto tienen una eficiencia máxima teórica superior al 40%. Estas células se basarán en la estructura de células de silicio altamente eficientes de DAS Solar, que alcanza una eficiencia de más del 26%.

Además, se aplicará un nuevo material de película delgada de conversión fotoeléctrica con características de fisión de singletes en la superficie de las células.

Cuando los fotones solares incidentes del espectro de la luz solar interactúan con este material, las excitaciones de singlete se convierten en dos excitaciones de triplete, lo que da lugar a un proceso de multiplicación de excitones. Esto conduce a una eficiencia cuántica de las células solares superior al 100%, lo que permite la utilización de energía solar de amplio espectro y un aumento significativo en la corriente y el voltaje de las células solares.

Así mismo, la amplia disponibilidad y facilidad de deposición de este nuevo material de película delgada fotoeléctrica hacen que las células SFOS sean ventajosas en términos de bajo costo y alta eficiencia. Estas características se alinean con el principio fundamental de alto rendimiento costo-beneficio que es esencial para los productos fotovoltaicos.

El Sr. Liu Yong, presidente de DAS Solar, ha expresado su compromiso de aumentar aún más la inversión en investigación científica. Esta iniciativa tiene como objetivo aplicar las últimas tecnologías a los productos de alto rendimiento de DAS Solar, proporcionando un mayor valor a los clientes.

Tras la reunión, ambas partes acordaron aprovechar al máximo sus fortalezas y acelerar el progreso de investigación y desarrollo del proyecto, lo que garantiza la pronta implementación de los resultados del proyecto en la línea de producción de DAS Solar.

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ACERA destaca anuncio de proyecto de ley de sistema de almacenamiento a gran escala en el Desierto de Atacama

La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) reconoce y valora el compromiso del presidente Gabriel Boric con el desarrollo sostenible, destacado como uno de los tres ejes principales de su Gobierno.

Este compromiso es de vital importancia para el futuro de nuestro país y para la consolidación de las energías renovables no convencionales como pilar del sistema energético chileno.

La propuesta de un proyecto de ley para el desarrollo de un sistema de almacenamiento de energía a gran escala en el Desierto de Atacama es un paso prometedor.

Este proyecto, marcará un hito para América Latina y responde a la necesidad de complementar a la energía renovable eólica y solar que Chile ha logrado instalar en un corto tiempo, para evitar que ésta se pierda por la falta de transmisión y la falta de flexibilidad de la red, y así lograr que los excedentes reutilicen en las horas en las que el sistema eléctrico todavía depende de energía térmica basada en combustibles fósiles.

Es por ello que no debemos perder de vista las urgencias que hoy enfrenta el sector de las energías renovables. El sentido de realismo nos indica que un proyecto de esta magnitud requerirá de tiempo y despliegue en el Parlamento, para lo cual ACERA manifiesta su total disposición para apoyar la tramitación, aprobación e implementación de este proyecto.

Es indudable que se requerirá de un trabajo pre-legislativo y legislativo para que este anuncio reconstituya como una solución concreta a los problemas que afectan a nuestra industria.

Se planifica que al 2026 estos sistemas de almacenamiento estén operativos, por lo cual, nos comprometemos a colaborar a que esta medida se complemente con otros refuerzos regulatorios que apunten al corto plazo, entre 2023 y 2026, para apoyar la industria de las energías renovables y la transición energética justa.

Estamos seguros de que, como ha sido habitual, nuestra institucionalidad regulatoria y el liderazgo de sus autoridades logrará implementar los cambios necesarios para despejar el camino para que las energías limpias logren reemplazar definitivamente a las fuentes fósiles contaminantes.

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Se lanzó la primera de Red de Aprendizaje de Hidrógeno Renovable en América Latina y el Caribe

Con la participación de 22 instituciones de cinco países de América Latina y el Caribe, se realizó el lanzamiento de la primera Red de Aprendizaje de Hidrógeno Renovable de la región, la cual será impulsada desde Chile.

Esta instancia es implementada por el Programa de Energías Renovables (4e Chile) de GIZ a través del proyecto Desarrollo del Hidrógeno Renovable en Chile, la cual tiene dentro de sus objetivos el fomento y aceleración de mejores proyectos; propiciar el intercambio de experiencias entre sus miembros; aumentar el acceso a la información; e identificar, comprender, adaptar y replicar medidas que sirvan a esta industria.

De esta forma ,George Cristodorescu, coordinador ejecutivo del Programa 4e Chile de GIZ, aseguró que la cooperación y el intercambio que se produzca en esta red les permitirá a las empresas desarrollar de forma más exitosa sus proyectos de hidrógeno y derivados en la región.

Por su parte Karla Chace, jefa de Unidad de Hidrocarburos del Ministerio de Energía de Chile, destacó la necesidad como de luchar contra el cambio climático, lo cual es un desafío global que ve en el desarrollo del hidrógeno una forma de descarbonizar diversos sectores y así disminuir las emisiones.

En tanto para Christian Palencia, líder de Hidrógeno del Ministerio de Minas y Energía de Colombia, el lanzamiento de la Red representa un gran paso hacia el aprovechamiento del potencial regional para la producción de hidrógeno verde de forma masiva, promoviendo el desarrollo del sector productivo.

Redes de aprendizaje

Esta red funcionará bajo la metodología llamada redes de aprendizaje, la cual implica un espacio de colaboración donde se reúnen diferentes actores que persiguen un objetivo común, valiéndose para lograrlo del intercambio de experiencias así como del acompañamiento técnico y moderación brindado por expertos/as en la materia.

Este tipo redes se han generado desde los años 90’ en el mundo y han generado resultados positivos en cada industria en que se han implementado para transitar el camino de la innovación y alcanzar una mayor competitividad. Esta red reunirá a instituciones de Argentina, Chile, Colombia, Costa Rica y México.

El proyecto Desarrollo del Hidrógeno Renovable es co-financiado por la Unión Europea y el Ministerio Federal Alemán de Economía y Cambio Climático (BMWK), es el vehículo principal para implementar la iniciativa Team Europe para el desarrollo del hidrógeno renovable en Chile, siendo un esfuerzo conjunto de la Unión Europea y sus Estados Miembros, para fomentar la cooperación con Chile en el desarrollo de su economía de hidrógeno renovable.

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Rebolledo advirtió urgencia de resolver los vertimientos de energía renovable en Chile

Chile ya empezó a implementar la Agenda Inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética, tras un 2022 con vertimientos de energías renovables por 1500 GWh y precios marginales cero.

Bajo ese contexto, Andrés Rebolledo, ex ministro de Energía de Chile del gobierno de Michelle Bachelet y nuevo secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), advirtió la urgencia de construir la infraestructura necesaria para resolver los vertimientos renovables en el país. 

“Si demoras ocho años en construir una red de transmisión pero de diez a doce meses en instalar una central fotovoltaica, hay electrones donde no hay dónde ponerlos (…) por lo que la planificación permitirá que el crecimiento se desarrolle de manera armónica”, sostuvo durante un evento.

“El paradigma chileno no sólo tiene que ver con la necesidad de planificación como consecuencia de la estructura económica de los sistemas eléctricos. Cuando hay mucha renovabilidad variable, que no está disponible en todo momento, tienes que planificar muy bien para no perder energía, que sea eficiente y que los precios sean competitivos”, agregó. 

Según el ex titular de la cartera energética de Chile, el país atraviesa un desafío tecnológico – económico «crucial», dado que no se logra canalizar toda la energía renovable a través del sistema de transmisión, principalmente desde el norte hasta el sur.

Y cabe recordar que un nuevo estudio de la empresa Spec Energy Consulting reveló que para el 2023 se proyecta que habrá una alza de recortes de hasta tres veces más a comparación de lo acontecido el año pasado. 

Puntualmente, dicho informe prevé dos escenarios donde los vertimientos podrían ser entre 3170 GWh (271 GWh eólicos y 2899 GWh solares) y 4568 GWh (437 GWh eólicos y 4131 GWh).

Situación que podría verse aún más afectada si continúan tales problemas y si no se avanza en más obras de transporte en la medida que se incorpora más capacidad renovable, teniendo en cuenta que cerca de 60 proyectos de generación entrarían en operación en el corto plazo y sumarían alrededor de 4 GW de potencia.

«Todo lo que se construye es vía renovable y en general son buenas noticias que tienen relación con la sostenibilidad de cambios de sistema, pero imponen desafíos nuevos y que hoy en día no están totalmente resueltos», insistió Rebolledo.

Y uno de esos desafíos es la integración eléctrica a nivel regional, ya que según explicó el especialista, en Sudamérica existen momentos donde el 20 o 25% de la energía es recibida de otro país. Hecho que ya está puesto en la agenda de OLADE para su evento anual denominado Semana de la Energía, que en este 2023 cursará su VIII edición en Montevideo entre el 6 y el 10 de noviembre. 

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Sacerdote: “YPF puede empezar a incorporar las energías bajas en carbono dentro de su oferta a escala al final de la década”

YPF avanza en el desarrollo de su proyecto de hidrógeno, tanto a partir de electrolizador de gran escala como también de la central para producir derivados como amoníaco y urea y su comercialización en el corto y mediano plazo. 

“Se visualiza que YPF puede incorporar las energías bajas en carbono dentro de su oferta a escala al final de la década. Con ese horizonte se identificó la idea de comenzar a hacer pilotos clean – hydrogen en estos dos o tres años, en el orden de 20000 o 30000 toneladas”, explicó Santiago Sacerdote, gerente ejecutivo YPF Nuevas Energías. 

“Si se pudiera abastecer a la planta de reactor de amoníaco con una corriente de hidrógeno verde, ese amoníaco podría ser considerado verde. Pero hacerlo implica un nuevo parque eólico, una planta de electrólisis próxima e integrada, además de hacer algunos ajustes al proceso y ganar productividad”, agregó durante un evento de YPF Tecnología (Y-TEC). 

Según dio a conocer el especialista, el parque de generación renovable tendría una capacidad instalada de 100 MW, mientras que la planta de electrólisis alrededor de 26 MW de potencia instalada, hecho que la convertiría en “una de las más grandes del mundo”. 

Y cabe recordar que desde Y-TEC llevan adelante el gerenciamiento general del proyecto, la vinculación con los proveedores y participación de actividades de investigación y técnicas que involucran el desarrollo del electrolizador, como también la fabricación, ensamblado, integración de todos los componentes desarrollados. 

Es por ello que ya se encuentran en un proyecto piloto de un electrolizador de baja escala (elaborado en conjunto con INVAP y el CONICET para la planta de Campana de la empresa Tenaris), el cual prevé superar el megavatio de capacidad y ser comercializado en el futuro inmediato. 

Actualmente cuentan con una planta piloto dedicada a ser un laboratorio de hidrógeno en Y-TEC, donde montan una estación de testeo (la primera de Argentina) para celdas y electrolizadores de alta potencia. 

“Estamos desarrollando la celda electroquímica, del orden de 10 kW de potencia, para luego pasar a la etapa N° II, donde se generará el primer stack, que utiliza 45 electrodos por 200 kW de potencia hacia el 2024”,  había detallado María Herrera, líder de hidrógeno en Y-TEC, en un evento pasado en Río Negro. 

De ser exitosas las primeras dos etapas, el desafío está en generar con un arreglo de 6 stacks para llegar al desarrollo de 1 MW de capacidad, prevista para el año 2025. Por lo que desde la compañía de mayoría de capitales estatales están “entusiasmados” con este proceso y ven al país como un jugador clave en el materia. 

“YPF está en un punto bisagra de pegar un salto de escala en término de su operación y la dimensión internacional de sus negocios (…) Argentina tiene la posibilidad de instalarse como un productor global de energía baja en carbono a partir de recursos renovables y el gas. Estos son proyectos de desafíos y seguimos abiertos a cualquier complementación”, remarcó Santiago Sacerdote. 

Estrategia Nacional de H2 en camino

A pocos días de que el Poder Ejecutivo haya presentado al Congreso de la Nación su proyecto de ley para el “régimen de promoción del hidrógeno de bajas emisiones de carbono y otros gases de efecto invernadero”, desde el sector energético vaticinaron que próximamente se publicaría la hoja de ruta correspondiente. 

Matias Catueño, Responsable técnico del Consorcio H2ar en Y-TEC, deslizó que se espera que la próxima semana ya esté publicada la estrategia nacional de hidrógeno de Argentina, aunque no brindó más detalles al respecto. 

Pero según pudo averiguar Energía Estratégica a raíz de un borrador de la Subsecretaría de Estrategia para el Desarrollo, el documento proyecta que el país podría tener una capacidad renovable máxima entre 724 GW y 1617 GW para producir H2 verde.

En tanto que el el LCOH del H2V variaría entre 2,8 y 6,4 USD/kg H2, siendo la región patagónica la de menor costo nivelado (de 2,8 a 3,9 USD/kg) y la zona norte del país la más elevada (de 3,6 a 6,4 USD/kg) en función de la ubicación geográfica del parque y si éste es on-grid u off-grid. 

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Interenergy refuerza su cartera con nuevos activos renovables

Roberto Herrera, gerente país de Interenergy Group en República Dominicana, fue uno de los empresarios destacados en el megaevento de Future Energy Summit que se llevó a cabo en Santo Domingo. 

Allí, el ejecutivo anticipó que desde el Grupo están comprometidos con el desarrollo, construcción y operación de un número significativo de activos nuevos proyectos. 

A través de la iniciativa «CEPEM Zero», que fue anunciada por la compañía en la pasada COP26 en Glasgow, proyectan más de 700 MW en América Latina y el Caribe. Los primeros proyectos ya se están construyendo y planean seguir creciendo al 2030. 

En concreto, el referente de Interenergy precisó que ya han iniciado con la construcción de un buen volumen de centrales solares que se mantendrá por los próximos años y han seleccionado los sitios donde emplazarán aerogeneradores de nuevos parques de energía eólica. 

Además estarían evaluando posibilidades para el bombeo hidráulico que permita apoyar con potencia firme el despliegue de nueva generación. 

Pero aquello no sería todo. El hidrógeno verde también está siendo evaluado para ser integrado en la cartera diversa y sostenible que planean ejecutar el Grupo en esta década. 

“Hemos iniciado los estudios para la producción de hidrógeno verde con el objetivo de utilizarlo para la generación eléctrica. El hidrógeno verde está tomando mucho auge a nivel mundial y estamos iniciando los pasos para ver si es algo que en el plazo de tiempo que nos hemos fijado pueda tener sentido”, agregó Roberto Herrera.  

Inclusive, fuera de la concesión de CEPEM, tendrían más proyectos en vista. Según precisó Herrera, Interenergy suma unos 100 MW en proceso de iniciar su construcción en sociedad con un partner local exclusivo para proyectos de energías renovables que opera en el sistema eléctrico nacional interconectado. 

No es casual que Interenergy, con más de 30 años de trayectoria en el sector energético esté apostando a incrementar sus activos energéticos de cara al 2030. Estos esfuerzos para impulsar nuevos desarrollos de energías renovables e hidrógeno dan cuenta de su compromiso por la descarbonización de sus operaciones. 

Instalaciones solares en hoteles y electromovilidad fueron otros de los temas que abordó Roberto Herrera, gerente país de Interenergy Group en República Dominicana, durante Future Energy Summit. Accede a los testimonios completos en el video de esta entrevista exclusiva.  

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LONGi anuncia la nueva eficiencia del 31,8% para celdas solares en tándem de perovskita/silicio

El 24 de mayo, en la 16ª (2023) Exposición Internacional de Energía Solar Fotovoltaica e Inteligente (Shanghái) (SNEC), el evento fotovoltaico más influyente del mundo, LONGi Green Energy Technology Co., Ltd. celebró una conferencia de lanzamiento de su «Plataforma de Cooperación Ecológica Innovadora STAR» y anunció su nueva eficiencia del 31,8% para las celdas solares en tándem de perovskita/silicio cristalino basadas en obleas de silicio CZ comerciales.

La eficiencia de las celdas solares ha sido aclamada como un modelo de innovación en tecnología fotovoltaica. Según el reciente informe de certificación del Instituto Fraunhofer de Sistemas de Energía Solar (Fraunhofer ISE), LONGi ha logrado una eficiencia de conversión del 31,8% para celdas solares en tándem de perovskita/silicio cristalino basadas en obleas de silicio CZ comerciales. Se trata también de la mayor eficiencia de conversión certificada internacionalmente basada en la superposición de perovskita sobre obleas de silicio CZ comerciales.

Según se informa, el equipo de I+D de LONGi es uno de los primeros de China en llevar a cabo investigaciones sobre celdas laminadas. De cara al desarrollo de la producción en masa, el equipo de I+D de LONGi ha logrado sucesivos avances en tecnologías clave. Entre ellas se incluyen el crecimiento de cristales de capa fina de perovskita sobre sustratos de silicio texturizado, la pasivación en masa de alta eficiencia y la gestión óptica, y estos avances han permitido mejorar rápidamente la eficiencia de las celdas apiladas basadas en silicio.

Anteriormente, la eficiencia de certificación internacional autorizada de las celdas en tándem desarrolladas por el equipo de I+D de LONGi superó el 25,7% y el 29,55% en 2021 y 2022, respectivamente, y se incluyó en la «Tabla de la mayor eficiencia de celdas solares de China» emitida por el Comité Profesional Fotovoltaico de la Sociedad de Energías Renovables de China ese año, mostrando la posición de liderazgo de China en tecnología de celdas.

En concreto, del 29,55% de eficiencia del 31 de diciembre del año pasado al 31,8% del 31 de marzo de este año, el valor absoluto de la eficiencia aumentó un 2,25% en tres meses.

Durante una entrevista con los medios de comunicación, Li Zhenguo afirmó que la mejora de la eficiencia de conversión de las celdas y la reducción del coste de la electricidad siguen siendo el tema perpetuo que impulsa el desarrollo de la industria fotovoltaica.

Desde abril de 2021, LONGi ha batido 14 veces el récord mundial de eficiencia de celdas solares, y actualmente ostenta el título de lograr la mayor eficiencia de conversión de celdas solares de silicio, con un 26,81%.

«Sin liderazgo, no hay expansión de la producción» se erige como la regla firme establecida por LONGi sobre la base de su sólida filosofía empresarial. Siguiendo este principio, LONGi planea realizar un despliegue a gran escala sólo si cuenta con una hoja de ruta técnica que esté lista para la producción en masa en un plazo de 2-3 años tras una investigación y evaluación estratégicas.

Como uno de los tres aspectos más destacados de este innovador lanzamiento, la eficiencia de conversión de heterounión de silicio de desarrollo propio de LONGi del 26,81%, que es un producto conceptual de récord mundial 2681 construido en noviembre de 2022, también se presentó oficialmente en esta conferencia.

Este producto conceptual denominado 2681 pesa 31,8 kg y tiene un tamaño de 2278 mm × 1134 mm. Su eficiencia ultra elevada se basa en la avanzada tecnología del 26,81% de eficiencia de las celdas de silicio cristalino lograda el año pasado, y su rendimiento ultra elevado procede del alto desarrollo de las baterías. También tiene otras características, como el voltaje y la estructura simétrica de la batería, y una generación de energía de más de 600W.

Según los informes, el equipo de I+D de LONGi consiguió transformar los datos de laboratorio en un producto conceptual en apenas seis meses. El desarrollo del producto conceptual lo acerca un paso más a la producción en serie.

Cada avance tecnológico de LONGi no se basa únicamente en el avance de los datos de laboratorio, sino que está impulsado por el objetivo de la industrialización. LONGi incorpora rápidamente tecnologías avanzadas y punteras de todo el mundo a la producción en serie, facilitando así el avance tecnológico de toda la industria. Para ello, LONGi ha seguido impulsando la inversión en investigación y desarrollo. Desde su salida a bolsa en 2012, LONGi ha invertido un total de 19.500 millones de yuanes en investigación y desarrollo y ha obtenido 2.132 patentes de diversos tipos.

Sobre LONGi

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

Con la misión de «Aprovechar lo mejor de la energía solar para construir un mundo sostenible», LONGi se ha dedicado a la innovación tecnológica y ha establecido cinco líneas de negocio, que abarcan las obleas, las celdas y módulos de monosilicio, las soluciones de generación distribuida para uso comercial e industrial, las soluciones de energía verde y los equipos de hidrógeno.

La empresa ha perfeccionado sus capacidades para proporcionar energía renovable y, más recientemente, también ha adoptado productos y soluciones de hidrógeno verde para alcanzar un crecimiento global sin emisiones de carbono.

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JinkoSolar anuncia una inversión en una fábrica vertical integrada en Shanxi con tecnología N-Type

JinkoSolar anuncia una inversión en una fábrica vertical integrada en Shanxi, impulsando la tecnología N-Type hacia adelante.

La primera fase de este proyecto, con 14GW de lingotes, obleas, células y módulos respectivamente, tiene previsto estar operativa en el primer trimestre de 2024. Se fabricarán productos TOPCon más avanzados y eficientes que los actualmente disponibles en el mercado. Se estima que cuando las plantas alcancen su capacidad máxima de 56GW en 2025, aproximadamente el 20% de los productos N-Type a nivel mundial se fabricarán allí, lo que podría convertirla en la más avanzada actualmente en producción.

Esta inversión ampliada es un gran movimiento para JinkoSolar después de que la tecnología N-Type TOPCon fuera elegida por casi todos los fabricantes clave y se convirtiera en la corriente principal. La reciente exposición SNEC en Shanghái convenció a la compañía de que está en una mejor posición para liderar la transición de la industria hacia la tecnología N-Type en los próximos años.

«La mejora en la eficiencia, el rendimiento y la optimización de costos juegan un papel importante en el auge de TOPCon, lo que nos da confianza en esa tecnología», dijo Dany Qian, Vicepresidente de JinkoSolar en SNEC.

Con cada vez más proyectos comprobados de TOPCon, y con la probabilidad de que HJT esté aislada durante años, muchas empresas están acelerando su transición de PERC a N-Type TOPCon para aprovechar sus beneficios.

Aunque algunos fabricantes han generado preocupaciones por la competencia excesiva, ya que varias empresas que están aumentando rápidamente la producción de TOPCon intentan alcanzar a JinkoSolar, su posición dominante en TOPCon se está volviendo más segura gracias a esta integración vertical de una nueva planta de 56GW en Shanxi.

Según JinkoSolar, la eficiencia de las células TOPCon producidas en masa actualmente es del 25.4% y se espera alcanzar el 25.8% en el cuarto trimestre. Se estima que la producción de N-Type TOPCon de JinkoSolar representará hasta el 40% del total mundial en 2023.

La inversión de 56 mil millones marca un hito significativo, ya que JinkoSolar está reconstruyendo su cadena vertical integrada dispersa mediante la construcción de la fabricación N-Type más avanzada en un solo lugar. «Esta nueva planta vertical integrada de 56GW N-Type es un movimiento maestro y un desarrollo que cambiará el juego para la industria», dijo un analista de la industria en SNEC.

Otra razón importante por la que JinkoSolar eligió Shanxi como sede de su nueva planta de escala de 56GW es la accesibilidad a la electricidad verde. Como miembro de RE100, JinkoSolar encontró desafiante seleccionar un lugar que satisfaga esta producción a gran escala con un suministro confiable de electricidad verde.

La compañía de servicios públicos local de Shanxi se ha comprometido a brindar un apoyo completo para atraer la inversión de JinkoSolar a Shanxi. Esto tendrá un efecto atractivo para que los proveedores de equipos y materiales crudos de tipo N consideren a Shanxi para sus necesidades de producción verde. Si todo sale bien, se creará la primera cadena de suministro de energía solar alimentada por energía renovable en Shanxi.

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

Mayo fue un éxito para el sector energético renovable. Y el Shanghai New Int’l Expo Center (SNEC) no fue ajeno a ello. Con motivo de la SNEC PV POWER EXPO 2023, este centro de exposición recibió una gran confluencia de profesionales de la industria solar en el cierre de este mes.

En esta su 16ª edición, la exposición internacional más convocante sobre energía solar e inteligente distinguió a grandes empresas. Entre ellas, JA Solar, fabricante líder de módulos fotovoltaicos.

En concreto, el nuevo producto de JA Solar «DeepBlue 4.0 Pro» recibió el Terawatt Diamond Award, siendo reconocido por su alta eficiencia, alta potencia, alta capacidad de generación de energía y rendimiento de alta confiabilidad.

¿Qué características singulares tiene este producto? El nuevo módulo DeepBlue 4.0 Pro N-Type adapta celdas cortadas de una nueva oblea de silicio rectangular, desarrollada internamente por JA Solar.

De acuerdo a lo que detalla la compañía, estas celdas tienen una larga vida útil y un bajo contenido de oxígeno. Combinadas con la tecnología de contacto de pasivación de tipo n de alta eficiencia Bycium+, las celdas alcanzan una Tensión de Circuito Abierto (Voc) de 725mV y una eficiencia de celda de producción en masa del 25.3%.

Además, el DeepBlue 4.0 Pro incorpora tecnología SMBB, tecnología de encapsulación de alta densidad y otras innovaciones que mejoran la calidad y eficiencia del módulo. Esto permite que el módulo de 72 celdas alcance una potencia de 630W con una eficiencia superior al 22.5%.

«Es increíble que nuestro módulo tenga una mayor potencia y al mismo tiempo reduzca el costo del sistema (BOS) y el riesgo de puntos calientes para los módulos», subrayó Victoria Sandoval, gerente de Ventas para Latinoamérica en JA Solar.

Otra característica destacada del DeepBlue 4.0 Pro son las obleas de silicio de 182mm x 199mm, que permiten su aplicación en múltiples escenarios.

Según explica Victoria Sandoval, a diferencia de otras obleas rectangulares, estas obleas mantienen un ancho de módulo de 1134mm y se pueden cortar de diferentes maneras para adaptarse a cuatro longitudes de módulos populares: 1762mm, 2333mm, 2384mm y 2465mm. Esto hace que el DeepBlue 4.0 Pro sea adecuado para diversos escenarios de aplicación, como techos residenciales, sistemas comerciales e industriales en techos y plantas de gran escala.

«Estoy emocionada de compartir que el DeepBlue 4.0 Pro tiene una capacidad de generación de energía excelente y un rendimiento confiable. Basado en la tecnología de celdas Bycium+, este módulo tiene características destacadas de generación de energía, como una menor degradación, un mejor coeficiente de temperatura, una mayor generación bifacial y un mejor rendimiento con baja irradiación», añadió Victoria Sandoval.

Ventajas comparativas

En comparación con los módulos de tipo p en diferentes escenarios de aplicación, tipos de proyectos y métodos de instalación, el BOS de este nuevo módulo puede reducirse en aproximadamente un 2%-4.5%, y el LCOE puede disminuir en un 2.5%-6%. Además, en comparación con la versión original del módulo de tipo n, el BOS del DeepBlue 4.0 Pro puede reducirse en aproximadamente un 1.4%-2.8%, y el LCOE puede disminuir en aproximadamente un 0.7%-1.6%.

«Nuestra filosofía de diseño de productos en JA Solar es «adaptado para aumentar el valor del cliente», y el DeepBlue 4.0 Pro cumple con esta promesa al ofrecer un mejor costo de sistema (BOS) y un menor costo nivelado de energía (LCOE). Al combinar alta eficiencia, alta potencia, capacidad de generación de energía y confiabilidad, el DeepBlue 4.0 Pro genera mayores ganancias para nuestros clientes. ¡Estamos emocionados de ofrecer a nuestros clientes una solución rentable y eficiente!», amplió Sandoval.

Validación de terceros

En comparación con los módulos convencionales de tipo p, los resultados de pruebas de campo de un año realizadas junto con TÜV NORD muestran que este módulo de tipo n con células Bycium+ genera alrededor de un 3.9% más de electricidad, demostrando su capacidad de generación de energía. Además, el DeepBlue 4.0 Pro ha pasado rigurosas pruebas de envejecimiento y cumple con los requisitos de los estándares IEC.

El módulo DeepBlue 4.0 Pro de JA Solar ya ha sido ampliamente aprobado en cuanto a su rendimiento de generación de energía, rendimiento de seguridad y confiabilidad en varios escenarios de aplicación. En el momento de su lanzamiento, obtuvimos certificaciones importantes, como el Certificado de TÜV SÜD, el Certificado de corrosión por niebla salina, el Certificado de corrosión por amoníaco, el Certificado de polvo y arena de TÜV NORD, y el Certificado Golden Sun para Productos Fotovoltaicos, entre otros.

Más novedades

La SNEC 2023 fue el escenario perfecto para más anuncios de la compañía. Entre ellos, JA Solar llevó a cabo una ceremonia especial en el marco de su nuevo acuerdo con BayWa r.e. para la distribución de sus módulos solares.

También firmó un acuerdo de asociación estratégica con CATL, la emblemática compañía fabricante de baterías de litio para almacenamiento energético.

Adicionalmente, recibió allí los premios Top Brand PV MENA 2023, Top Brand PV South East Asia 2023, Top Brand PV Africa 2023 y Top Brand PV LATAM 2023 de EUPD Research, entre otras distinciones.

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Según Prodesen, el Gobierno de México cumplirá con los compromisos internacionales en materia de energías limpias

La Secretaría de Energía de México (SENER) publicó el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2023-2037, el instrumento de políticas públicas que expone en detalle la estrategia a seguir para cubrir la demanda de energía del país con un horizonte a quince años y alineado a la política energética.

Este documento incorpora, principalmente, los elementos más relevantes del Programa Indicativo para la Instalación y Retiro de Centrales Eléctricas, de los Programas de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión y del Programa de las Redes Generales de Distribución, así como define la infraestructura eléctrica a desarrollar en los próximos años.

Según el último reporte, «el Gobierno de México sigue dando cumplimiento a los compromisos internacionales en materia de energías limpias (Acuerdo de París), así como a las metas de generación limpia establecidas en la Ley de Transición Energética».

Cabe destacar que la Secretaría de Energía fijo como meta una participación mínima de energías limpias en la generación de energía eléctrica del 25 por ciento para el año 2018, del 30 por ciento para 2021 y del 35 por ciento para 2024.

En efecto, el Reporte de Avance de Energías Limpias 2022 presenta un desglose del progreso en la generación de energía eléctrica a través de fuentes limpias, durante el periodo 2018-2022. Dentro de la información analizada, resaltan los avances significativos en materia de disminución de emisiones de Gases de Efecto Invernadero y en las metas establecidas en la Ley de Transición Energética, logrando una participación de las Energías Limpias de 31.2% de la Generación Total neta en 2022.

«Lo anterior se alinea con metas internacionales, pero sobre todo se demuestra el compromiso del actual Gobierno de México con el desarrollo tecnológico y aplicación de innovaciones en materia energética en favor del bienestar de la sociedad y la transición energética. En la Figura A3.7 se muestra el avance en el cumplimiento de las metas establecidas en la LTE y la LGCC. Es observable que de 2018 a 2022 los esfuerzos en materia de energías limpias han reducido la brecha a la meta comprometida», destaca el Prodesen.

«La política de Transición Energética ha avanzado en materia de diversificación de generación al considerar distintas fuentes de Energías Limpias. Lo anterior robustece la capacidad de suministrar electricidad a todos los sectores del país, bajo los principios de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad. Nuestra política de Transición Energética tiene un efecto multiplicador, pues a la vez que contribuye a la mitigación de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero, refuerza la seguridad energética de la nación», agrega.

Evolución estimada de la capacidad instalada acumulada 2023-2037

Es importante destacar que en 2022 el 36.9% de su capacidad total (operación comercial, pruebas y GDFV, no incluye abasto aislado) es Energía Limpia y, para el año 2037, esta participación se incrementará a 54.6% de la capacidad total, incluyendo baterías, la capacidad correspondiente al hidrógeno verde CCC y la capacidad de GD-FV.

 

Para el periodo 2023-2026, sólo se consideran los proyectos firmes con Contrato de Interconexión y los considerados estratégicos de infraestructura necesarios para cumplir con la política energética nacional del PND 2019-2024.

«A partir de 2027 se integran proyectos que resultan del proceso de optimización de mediano y largo plazo (de la simulación generada por programas estadísticos), cuyo objetivo es abastecer el Suministro Eléctrico y garantizar la eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad y seguridad del SEN, así como el cumplimiento de metas de Energías Limpias establecidas en la LTE y la reducción de GEI de los compromisos internacionales, de tal manera que se minimice el costo total de la operación del SEN en el mediano y largo plazo», añade.

El documento completo

 

PRODESEN-2023-2037

 

 

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CGN Brasil inauguró Complejo Eólico Tanque Novo en el estado de Bahía

La ciudad de Salvador vivió un momento histórico con la Ceremonia de Inauguración Operacional del Complejo Eólico Tanque Novo y la Base de Educación Científica. Este importantísimo evento contó con la presencia de autoridades nacionales e internacionales, reforzando el valor de este emprendimiento para el desarrollo sustentable y el avance de las energías renovables.

El complejo contó con una inversión de 1115 millones de reales para la instalación de 40 aerogeneradores, distribuidos en siete parques eólicos en aproximadamente 30 kilómetros de extensión y que sumarán una capacidad instalada total de 180 MW, pudiendo abastecer hasta 430 mil hogares con energía limpia.

Y junto con el complejo se inauguró una Base de Educación Científica de Energía Eólica de CGN Brasil, que será instalada en un área de mil metros cuadrados dentro del Complejo, para capacitar a estudiantes de todos los niveles de estudios, lo que traerá numerosos beneficios en la formación técnica y científica del sector y contribuirá al intercambio de conocimientos y generación de empleo.

Entre las destacadas personalidades que estuvieron en el evento, se destacó la presencia del presidente de CGN Brasil, Fang Likui; el representante del Grupo CGN, Zhang Chaoqun; el CEO de CGN Brasil, Yao Zhigang y el embajador de China en Brasil, Zhu Qingqiao. Su participación ilustra la relevancia de la cooperación y el intercambio entre países para promover soluciones energéticas limpias y sostenibles.

«Al invertir en el segmento de energía renovable, CGN Brasil juega un papel activo en la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y la preservación de los recursos naturales. Sin embargo, la visión de la empresa va más allá del campo energético. Al fortalecer los lazos sociales, estimular el desarrollo regional y generar oportunidades de trabajo, buscamos impulsar el progreso local de manera sostenible», remarcó Likui.

Cabe recordar que dicha entidad federativa mantiene el liderazgo nacional de generación de energía eólica, con 31% de participación del mercado por medio de 265 parques construidos en su jurisdicción.

La inauguración recibió al gobernador de Bahía, Jerônimo Rodrigues, remarcó a importancia de este complejo eólico para el desarrollo económico y social del estado: «Representa el compromiso del gobierno con la transición energética y la búsqueda de alternativas que preserven el medio ambiente. Y de igual manera, este proyecto aporta claridad en la relación entre el gobierno federal de Brasil, el estatal de Bahía y el gobierno chino».

Mientras que el alcalde de Tanque Novo, Ricardo Carneiro, y la teniente de alcalde de Catité, Walmique Trindade, destacaron el impacto positivo de esta iniciativa en el desarrollo local, generando empleos y oportunidades de crecimiento para la ciudad.

Además, durante la ceremonia se firmaron memorandos de entendimiento para fortalecer aún más el mercado de energía verde renovable en el país y en el estado de Bahía, a tal punto que la empresa inauguradora firmó acuerdos estratégicos con el Gobierno de Bahía, Quinto Energy, BTG, Santander, Goldwind y Sinoma, demostrando su compromiso con el crecimiento de este prometedor sector.

De este modo, la empresa de capitales chinos suma un nuevo complejo eólico al ya inaugurado en Morrinhos, ubicado en Campo Formoso – Bahía, a una distancia de 4450 km de la capital Salvador, que cuenta con 6 parques y 90 aerogeneradores y que también posee una potencia operativa de 180 MW.

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BGH Eco Smart participará de la Expo Agroactiva 2023 con dos charlas sobre Soluciones Energéticas para el Campo

BGH Eco Smart, la unidad de negocios del Grupo BGH especializada en el desarrollo de soluciones de alta eficiencia energética y Smart Building, se une a la Expo Agroactiva 2023 como parte de los sponsors oficiales del anfiteatro y brindando dos conferencias sobre tecnologías en energías renovables para el ámbito rural.

“Desde BGH Eco Smart venimos a mostrar en esta edición los productos innovadores de eficiencia energética y fuentes renovables que la marca tiene para ofrecer. Se trata de soluciones simples, accesibles y escalables con consultoría profesional en proyectos que fomentan la agro-integración”, explicó Diego Simondi, Director Ejecutivo de BGH Eco Smart.

De este modo, la unidad de negocios del Grupo BGH dará dos charlas; la primera, sobre desafíos energéticos del campo, con foco en el reemplazo de grupos electrógenos por sistemas de paneles solares autónomos, la implementación del bombeo solar y la aplicación de energía solar en industrias agrarias, como tambos o centrales productivas, que se llevará a cabo el miércoles 7 de junio a las desde 10 hs.

Por otra parte, la segunda charla tratará específicamente sobre el bombeo solar y se comparará la expectativa de los sistemas respecto de su rendimiento real y su resultado en el campo; se realizará el viernes 9 de junio, también a las 10 hs, y transmitirá valiosas experiencias con información detallada del producto.

Agroactiva 2023 se realizará durante cuatro días en el predio ferial de Armstrong, Santa Fe, y reunirá a los principales actores de la agroindustria argentina para exhibir todo su potencial y generar importantes oportunidades de negocios agropecuarios.

Así, BGH Eco Smart formará parte de la gran muestra llevando sus soluciones con asistencia en todo el país. A través de su asociación con distintas empresas integradoras, la compañía se especializa en el soporte de ingeniería, evaluando con software de última generación el equipamiento acorde a cada condición climática y geográfica. Para mayor información, se puede visitar la página web de la compañía, https://ecosmart.bgh.com.ar/ y contactarse.

Acerca de BGH Eco Smart

BGH Eco Smart es la unidad de negocios del Grupo BGH especializada en el desarrollo de soluciones de eficiencia energética & smart building para empresas, gobiernos y personas, integrando productos y servicios de climatización profesional, iluminación y building management.

Acerca de Grupo BGH

BGH es un grupo empresario con más de 100 años de historia en la innovación, el desarrollo y la comercialización de productos y servicios tecnológicos de vanguardia. Brinda respuestas a las necesidades de empresas, organismos públicos y consumidores de América Latina y África. La compañía emplea a más de 1500 personas y tiene operaciones en Argentina, Uruguay, Chile, Perú, Colombia, Brasil, Guatemala, Estados Unidos,  Ruanda, Ghana, Kenia.

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Lanzan una App gratuita para ver el mercado de las energías renovables por dentro

Goesgreen, empresa tecnológica líder del sector energético, lanza su nueva aplicación para la visualización y monitoreo de activos de generación.  

Se trata de I4 Lens, una app que permite acceder a información sobre centrales de energías renovables operativas en mercados mayoristas.  

Ya está disponible para Argentina. Allí, se integran datos de valor sobre generadoras de energía solar, eólica, bioenergías y minihidroeléctricas en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).  

Esta herramienta de inteligencia de datos para el sector energético se actualiza minuto a minuto. Pronto, se incorporarán centrales de otros países y no tendrá costos asociados para sus usuarios.  

“Se pone a disposición de manera libre porque nos parece que es una forma de incentivar y promover la generación de nuevos desarrollos e iniciativas en el sector de las energías renovables, como uno de los vectores necesarios para combatir los efectos del cambio climático, a partir de contar con información real sobre los mercados”, destacó Nicolás Rossi, CEO de Goesgreen

A partir de la experiencia de los profesionales de Goesgreen en la gestión de activos y procesamiento de Big Data por más de diez años, esta app sistematiza aquello que es imprescindible ser visualizado por distintos actores del mercado. 

Es por ello que este desarrollo tecnológico permanecerá abierto para todos los stakeholders del sector energético. Desarrolladores, EPCistas, Productores Independientes de Energía (IPP), autoridades de gobierno, academia, medios de comunicación y demás apasionados por las energías renovables pueden utilizar esta app.  

“Estamos muy contentos de aportar información valiosa para el mercado a través de esta solución tecnológica. I4 Lens, es una extensión de acceso libre de nuestra plataforma I4 Business con la cual brindamos servicios a más de 1GW de proyectos renovables globalmente. Con entusiasmo imaginamos que desde Goesgreen podemos facilitar el acceso a información relevante del sector energético renovable de Argentina y apuntamos a replicar la experiencia rápidamente en otros mercados”, declaró Gustavo Gil, presidente de Goesgreen.

“Con I4 Lens es posible identificar proyectos según su geolocalización y acceder a estadísticas e información por periodos de análisis muy concretos, lo que permite una comparativa de indicadores para analizar rendimientos estacionales de un activo en particular o contrastarlos entre tecnologías”, añadió José Benavente, CTO de Goesgreen.

Tal como adelanta el líder de Tecnología de la compañía, estas funcionalidades de la herramienta permiten que, por ejemplo, seleccionando cada parque de generación, los usuarios podrán filtrar en detalle el factor de carga de la central, récords de energía producida, saber el impacto que tuvo la energía consumida, las toneladas de CO2 evitadas y más.

La aplicación de Goesgreen I4 Lens es una herramienta útil para el sector energético renovable y que ya se encuentra disponible para descarga en Google Play, Microsoft Store o Apple Store

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La estrategia que están trabajando los privados en hidrógeno verde para seducir al Gobierno mexicano

Si bien México se encuentra más atrasado que otros países latinoamericanos por no contar con una Estratégica Nacional de Hidrógeno, el sector público y el privado trabajan fuertemente en impulsar la actividad.

En una nueva edición del ciclo Protagonistas de Energía Estratégica, Israel Hurtado, presidente de la Asociación Mexicana de Hidrógeno y Movilidad Sostenible, explica los lineamientos de la Hoja de Ruta presentada, los avances que han tenido con autoridades gubernamentales y los desafíos que tiene por delante para detonar la industria.

¿Podrías explicar cuáles son los principales ejes de la Hoja de Ruta presentada por la Asociación?

Principalmente, planteamos la sustitución de tecnologías contaminantes en vehículos, como por ejemplo, utilizar celdas de combustible de hidrógeno para vehículos de transporte pesado. 

También sugerimos la mezcla del hidrógeno con el gas natural, que se le conoce como blending. Creemos que este cambio podría tener un impacto positivo en algunas de las industrias como acerera, vidriera y cementera, entre otras. 

Afortunadamente en cada uno de esos ejes ya están avanzando algunos proyectos en México. La hoja de ruta nos ha llevado a poner más el tema sobre la mesa en México.

¿Qué tipo de acercamiento han tenido con el gobierno? ¿Se puede utilizar esa hoja de ruta para el desarrollo de un marco regulatorio? 

Sí, claro. Hemos tenido tres grandes acercamientos. Primero con la Cámara de Diputados, a principios de este año, donde establecimos una mesa de trabajo para ver qué temas regulatorios se necesitan modificar o actualizar.

Por otro lado, tuvimos otro encuentro importante con la Cámara de Senadores, donde nos manifestaron que les gustaría mucho sumarse a la mesa de trabajo que hicimos con la Cámara de Diputados. Entonces podríamos tener una mesa tripartita, Cámara de Diputados, Cámara de Senadores y la Asociación Mexicana de Hidrógeno. 

Y el otro acercamiento importante fue con la Secretaría de Economía. Ellos nos comentaron que en agosto de este año, ya en unos meses por ahí, van a presentar un documento relacionado con el Avanzo de Hidrógeno.

¿Cuál fue el rol del sector privado en estas acciones que están tomando desde la asociación con el gobierno?

H2 México ya cuenta con alrededor de 60 con empresas que tienen operaciones con presencia mundial. Es muy importante contar con su know how, experiencia y las tecnologías que puedan aportar. Estas alianzas son como un atajo o una vía más rápida para llegar hacia la producción de hidrógeno verde en México a nivel industrial, ya que ellos, no lo están haciendo en México pero sí en otras partes del mundo.

Con el desarrollo de la industria del hidrógeno verde, en los próximos años se podrían generar alrededor de 3 millones de empleos en México y también inversiones de alrededor de 60 mil millones de dólares. Con esas cifras, los beneficios ambientales, sociales y económicos están muy claros. Creemos en lo que estamos haciendo y vamos en la ruta correcta para detonar la industria.

¿México podría ser un potencial exportador de hidrógeno verde y de qué depende esa posibilidad? 

Bajo el Tratado de Libre Comercio, México puede exportar hidrógeno, tanto a Estados Unidos como Canadá. Incluso tenemos ductos transfronterizos y hay inversiones de empresas canadienses para transporte de gas. Esa misma infraestructura se puede utilizar para exportar hidrógeno. 

Este año se reunieron los tres presidentes de México, Estados Unidos y Canadá, y acordaron el impulso y la creación de un mercado de hidrógeno de América del Norte, bajo el Tratado de Libre Comercio. Esto nos da una perspectiva muy buena para producir hidrógeno verde, consumirlo y exportarlo. Somos optimistas de que podamos hacerlo rápido.

¿Qué tan importante es aprovechar el tiempo para avanzar en ese sentido teniendo en cuenta que hay una carrera internacional por producir y exportar hidrógeno verde?

México empezó más tarde que otros países. De hecho, no tenemos una estrategia nacional de hidrógeno.  Nos hubiera gustado empezar hace 10 años, pero no fue así. 

Aunque el potencial renovable, el trato libre de comercio, la frontera con Estados Unidos, los ductos, el acceso a los dos océanos, compensan un poco nuestro retraso, no hay que perder más tiempo.

Los grandes desafíos son avanzar en materia de regulación y empezar a producir la primera molécula de hidrógeno verde.  Debemos impulsar más las energías renovables para tener más insumos para producir hidrógeno verde.

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Chint Electrics instaló 9,65 MW en Ecuador y avanza con un mega proyecto

Por la competitividad de los precios de la energía solar y el alto potencial renovable del país, la generación distribuida en Ecuador no se detiene y cada vez más industrias y hogares optan por estas soluciones fotovoltaicas.

Para dar respuesta a esa creciente demanda, Chint Electrics, multinacional proveedora de soluciones de energía inteligente de renombre a nivel mundial sigue creciendo en Ecuador y tiene una ambiciosa apuesta al futuro en el país.

En conversaciones con Energía Estratégica, Xavier Ortiz, Gerente de Proyectos de la división Energía Renovables de Chint Electrics en Ecuador, comenta las novedades de la firma y sugiere cambios en el marco regulatorio que detonarán aún más la industria.

¿En qué proyectos están trabajando y cuáles son las expectativas para este 2023?

Actualmente nos encontramos desarrollando, para una de las más grandes corporaciones del país, el proyecto de autoconsumo más grande de todo el país el cual beneficia a más de 12 locales comerciales ubicados en más de 6 ciudades del Ecuador.

Nos han confiado la enorme responsabilidad de la ejecución de dicho proyecto cuya capacidad instalada es de 9,65MW y esperamos culminarlo a finales de junio de este año. 

En cuanto a las expectativas de venta de la firma, se prevé un incremento mayor al 100% respecto al año anterior. En 2022, se instalaron 7,75MW y ya en este primer semestre cerramos en 9,65MW. En lo que va del 2023, se superó toda la instalación del año pasado.

¿En cuánto tiempo el ahorro de energía permite la amortización de los equipos?

En promedio, 3 años para el sector residencial y 6 años para el sector comercial e industrial lo cual representa menos del 25% del tiempo de la garantía de producción de los paneles solares.

¿Cómo crece el ritmo de cotizaciones para proyectos de autoconsumo en Ecuador?

Desde el 2016 hasta el momento existe un incremento interanual del 150% en promedio, en parte motivado a que el balance neto se realiza con relación 1:1 y existen beneficios tributarios que permite contar con recuperaciones de inversión atractivas a pesar de contar con una de las tarifas eléctricas más bajas de la región.

Además, con la entrada en vigencia de la eliminación de aranceles para la importación de baterías en marzo, se ha incrementado la demanda de sistemas híbridos solares en el autoconsumo.

¿Cómo se encuentra el marco regulatorio en Ecuador y que cambios deberían hacerse para impulsar el mercado de las renovables?

El marco regulatorio ha venido en evolución desde noviembre de 2018 cuando se establecieron por primera vez las reglas para autoconsumo para participación de plantas solares hasta 1 MW. 

Luego de ello se establece regulación para instalación de plantas hasta 100 MW bajo la figura de autogeneración, sin embargo, no se ha logrado establecer reglas claras y actualmente fue retirada y se encuentra en revisión.

Actualmente, un 90% de los proyectos que se desarrollan están enmarcados en plantas para autoconsumo de hasta 1MW.

Las últimas plantas solares a gran escala se han cerrado a través de llamados a licitación bajo la figura PPS, mediante procesos denominados bloques de energía, en donde se beneficia a aquellas empresas que ofertan menor valor de energía. 

Este año, se prevé que el Estado firme el contrato de 6 proyectos que conforman un bloque de más de 500 MW bajo la figura de PPS y estamos a la expectativa del lanzamiento de la regulación para plantas hasta 100 MW.

No obstante, la incertidumbre política que atraviesa el país está deteniendo el impulso de inversiones en renovables que se venía dando con el proceso de licitaciones y los llamados bloques de ERNC.

Por ello, Ecuador debe fortalecer las regulaciones y establecer las reglas financieras claras para lograr atraer la enorme inversión extranjera en el desarrollo de ERNC.  

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Fuerte apuesta al hidrógeno verde: para el 2050, Perú podría desplegar hasta 12 GW de electrólisis con un costo meta de 1 USD/kg

El hidrógeno verde se plantea para Perú como un vector descarbonizante de sectores estratégicos para la economía y para el desarrollo social del país como son la minería, la industria química, el transporte de carga pesada y el transporte público de pasajeros.

Si bien aún se presentan grandes desafíos regulatorios para promover esta industria, el gerente general en la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 PERÚ), Fernando Maceda, revela el potencial del vector energético y proyecta las ventajas que traería aparejada la producción y comercialización de este gas, a través de rigurosos estudios, en conversaciones con Energía Estratégica. 

En concreto, ¿cuáles son los principales ejes de la propuesta de hoja de ruta presentada?

La hoja de ruta presentada por H2 Perú durante el año 2022 presenta cuatro diferentes momentos temporales: hacía 2025 se le llamó “pavimentar el camino», rumbo al 2030 “sentar bases del mercado local”, al 2040 “fomento a la innovación industrial en hidrógeno verde y pasos para la exportación” y de cara al 2050 “despliegue a gran escala”.

En cada uno de los horizontes temporales se abordan diferentes temáticas que serán necesarias para habilitar este mercado en Perú: empezando con trabajo multisectorial y aspectos regulatorios, posteriormente, el desarrollo de proyectos piloto y, entre 2040 y 2050, el escalamiento de proyectos de producción y adopción acelerada de los medios de demanda.

Por mencionar algunos hitos de la hoja de ruta: hacia 2030 se ha vislumbrado que Perú podría desarrollar hasta 1 GW de capacidad instalada de electrólisis mediante el despliegue de 3000 millones de dólares hoy en inversión privada y al menos 20 millones de dólares de financiamiento para apalancar proyectos escalables y replicables.

Hacia 2050, la ambición crece y se vislumbra que Perú podría desplegar hasta 12 GW de electrólisis con un costo meta de 1 USD/kg de hidrógeno y con una sustitución del 100% de combustibles fósiles por hidrógeno verde en industrias como la del acero y el cemento.

Es importante señalar que nuestra propuesta de hoja de ruta se realizó bajo un escenario muy conservador, ya que se trataba de la primera aproximación que el ecosistema del Perú produjo a partir del único estudio existente que acabábamos de recibir por parte de nuestro socio estratégico Engie Impact. Esto quiere decir que con nuevos estudios podríamos ser más ambiciosos.

Es en ese sentido que el BID está apoyando al MINEM en el desarrollo de la hoja de ruta y estrategia nacional del H2V, con lo que estiman finalizar el estudio en julio de este año.

Además, el MINEM está realizando un necesario trabajo de análisis técnico, al cual H2 Perú colabora plenamente, en el marco del Convenio de Cooperación firmado en febrero de 2022, es en este contexto, es que nos encontramos desarrollando una Programación Tentativa Sectorial que describa los usos del hidrógeno que serán reconocidos como Medida de Mitigación del Cambio Climático en Perú.

¿En base a qué criterios han propuesto estos objetivos: han dialogado con el sector privado?

Nuestra hoja de ruta plasma la visión de los socios corporativos, aliados estratégicos y socios profesionales que integran la Asociación Peruana de Hidrógeno. El documento fue desarrollado por especialistas de cada una de las empresas e instituciones con experiencia en el pronóstico de mercados, planificación de demanda y experiencia en el sector energético.

Es importante señalar que, si bien los socios corporativos son empresas del sector privado, también hacen parte de la Asociación instituciones y personal académico, así como otras asociaciones y grupos gremiales del sector de la energía renovable e hidrógeno en la región de América Latina, quienes han contribuido con sus opiniones y visión desde la experiencia y trabajo que han desarrollado en sus latitudes.

Esta misma dinámica es la que ha seguido H2 Perú en todas las publicaciones que ha emitido, desde artículos técnicos de divulgación del conocimiento alrededor de hidrógeno, hasta documentos de posicionamiento y recomendaciones para la creación de la política pública alrededor de hidrógeno en el país. 

Por citar un par de ejemplos de esos documentos, durante el 2022, la Asociación Peruana de Hidrógeno cuál publicó el documento llamado Bases y recomendaciones para la elaboración de la Estrategia de Hidrógeno Verde en el Perú, en el qué cuantificó el tamaño de la oportunidad que tiene el hidrógeno verde en distintos sectores de la economía peruana e identificó los principales puntos que debería cubrir una estrategia de hidrógeno para ser exitosa en el país.

En el mismo año, también se publicó una “Propuesta de proyecto de ley de promoción al hidrógeno verde”, en dónde identificó algunos de los puntos legislativos más urgentes de observar y atender para crear las condiciones regulatorias propicias para el hidrógeno en esos primeros años de desarrollo.

¿De cumplir la hoja de ruta, cuánto del hidrógeno verde se quedaría en Perú y cuánto sería exportado?

Naturalmente, el país buscará aprovechar al máximo su potencial renovable para mantenerse como el exportador de energía que históricamente ha sido, moviendo sus operaciones de la industria del petróleo y gas, hacia los vectores energéticos como es el hidrógeno verde o podrían ser los biocombustibles.

Es difícil predecir cuál será la proporción de hidrógeno consumido nacionalmente frente al hidrógeno o sus derivados que serán exportados, sin embargo, el Diagnóstico del potencial del hidrógeno verde en el Perú ha identificado que el potencial de generación renovable viable para la producción de hidrógeno en Perú es al menos 2 veces más grande de lo que podría ser la demanda nacional de esta sustancia en 2050 (+50 GW de potencial instalable frente a una potencial demanda en 2040 de 24 GW de potencia para la generación de electricidad que se alimentará a electrolizadores), por lo que no será difícil pensar en que el país pueda desarrollar proyectos de gran escala (GW) que sirvan tanto para el consumo local como para la exportación.

 

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SOLEK cierra financiamiento por 379 millones de dólares para proyectos fotovoltaicos en Chile

El grupo de energía solar SOLEK logró cerrar un financiamiento de USD $379 millones para su cartera de proyectos en Chile, compuesta por parques solares fotovoltaicos utility-scale así como PMGD, ubicados en la zona central y norte del país. La empresa de rápido crecimiento del sector de las energías renovables y solar, posee una cartera de aproximadamente 284MWdc en Chile y tiene más de 400MW de proyectos en distintas etapas de desarrollo en América Latina.

Este financiamiento global comprende los siguientes instrumentos: Colocación privada de bonos senior por USD $178 millones, un crédito mezzanine de USD $75 millones, un crédito puente para PMGD por USD $55 millones, un crédito puente para utility-scale por USD $37 millones, una línea de cartas de crédito por USD $19 millones y una línea de crédito IVA por USD $15 millones.

BNP Paribas y Natixis, New York Branch, actuaron como agentes de colocación, organizadores y financistas. BCI y Scotiabank Chile actuaron como agentes y financistas a nivel local, mientras que White & Case y Guerrero Olivos, respectivamente, actuaron como asesores legales internacionales y locales de la compañía.

Ingreso al mercado de bonos privados de EE. UU. con una emisión de USD $178 millones

Recientemente, SOLEK ingresó al principal mercado de Colocación Privada de Estados Unidos (USPP, por sus siglas en inglés). La empresa ha confirmado su atractivo para los inversionistas y ha obtenido un acceso flexible a más financiamiento. SOLEK ingresa a este nuevo mercado con una emisión de bonos a 20 años por un valor aproximado de USD $178 millones. La transacción tuvo una fuerte demanda por parte de los inversionistas, lo que confirma el atractivo de los activos de SOLEK y la confianza del mercado en sus planes a largo plazo.

El USPP es uno de los mercados de bonos más grandes y sofisticados del mundo. Está disponible tanto para empresas estadounidenses como internacionales. Los inversionistas activos en el mercado de USPP están representados por los mayores fondos de inversión internacionales y compañías de seguros del mundo.

«Gracias a las grandes oportunidades que hoy ofrece el sector de las energías renovables, SOLEK ha estado experimentando un período de crecimiento dinámico que implica requisitos de financiamiento. Tuvimos que cumplir con estrictos criterios de acreditación para acceder al mercado de USPP. Este financiamiento flexible nos permitirá centrarnos en nuestros proyectos fotovoltaicos y un mayor desarrollo», afirmó Zdeněk Sobotka, fundador y CEO de Solek Group.

Las empresas que ingresan al mercado de USPP generalmente emiten bonos a largo plazo. De acuerdo con la práctica del mercado, los bonos USPP de SOLEK tienen un calendario de amortización con un vencimiento de 20 años, lo que alinea el perfil de la deuda con la vida de la inversión subyacente. Los recursos de los bonos USPP se utilizarán principalmente para financiar los planes de expansión de la empresa y para refinanciar la deuda existente, lo que marca un hito importante para el crecimiento continuo de SOLEK.

Desde 2010, SOLEK ha conectado un total de 53 proyectos solares fotovoltaicos, 18 en Europa y 35 en Chile. La compañía tiene actualmente más de 38 proyectos a construirse en nuestro país durante 2023 y 2024.

La capacidad instalada total prevista para fines de 2023 es de 400 MW en todo el mundo, la mayoría de ellos en América Latina. En Europa, los proyectos de energía solar fotovoltaica con una capacidad total de 1,4 GW están en trámite. Los proyectos en Rumania y Grecia se encuentran en la etapa más avanzada de desarrollo. Está previsto que las primeras plantas se conecten en 2024.

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La UPME anticipa el lanzamiento de la tercera obra eléctrica de la gestión de Petro: la subestación Huila 230 kV

“La UPME informa a todos los interesados que en los próximos días se estará publicando la convocatoria UPME 01-2022 Huila 230 kV”, anticipó la entidad de planificación minero-energética.

De este modo, se comenzaría a poner en juego lo que actualmente es la prelicitación –VER– para el diseño, adquisición de los suministros, construcción, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento de las obras asociadas al proyecto nueva subestación Huila 230 kV y líneas de trasmisión asociadas.

El emprendimiento eléctrico está definido en el “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2020-2034”, adoptado mediante Resolución del Ministerio de Minas y Energía 40279 del 26 de agosto de 2021.

Según indica Pliego (que se encuentra en estado de borrador), la obra eléctrica debe entrar en operación a más tardar el 31 de agosto de 2026.

Entre los proyectos previstos para enlazarse a la línea, se contempla la instalación de una bahía y su corte central a 230 kV, en la subestación Huila 230 kV, para la conexión del proyecto Solar Villavieja de 200 MW.

Cabe destacar que este sería la tercera obra eléctrica que licitaría la gestión de Gustavo Petro (ver artículo), ya que meses atrás se lanzó la licitación de la Subestación Primavera 500 kV –VER-.

Durante la presentación del proyecto -VER TRANSMISIÓN-Javier Martínez, Subdirector de Energía Eléctrica de la UPME, precisó que se trata de “un transformador de 500 a 230 kV, de 450 MVA por unidades monofásicas”, que habilitará proyectos por 564 MW solares que habían sido seleccionados pero que, por cuestiones regulatorias y de incumplimientos, la obra terminará beneficiando a alrededor de 450 MW, dejando capacidad disponible para otros emprendimientos.

Días después, la UPME publicó los pliegos para la obra “Cuarto Transformador Sogamoso 500/230 kV” –VER-.

La tercera obra eléctrica

La subestación Huila 230 kV, como proyecto integral, comprende:

Construcción de subestación Huila 230 kV en configuración interruptor y medio, con cuatro (4) bahías de línea y dos (2) bahías de transformación con sus respectivos cortes centrales para conformar dos (2) diámetros completos a 230 kV y 2 (dos) diámetros incompletos, a ubicarse en inmediaciones de la ciudad de Neiva en el departamento del Huila.
Construcción de una línea doble circuito o dos líneas independientes a 230 kV con una longitud aproximada de 6 km desde la nueva subestación Huila 230 kV (ítem i del presente numeral), hasta interceptar la línea existente Betania – Mirolindo 230 kV, para reconfigurarla en Betania – Huila – Mirolindo 230 kV. Hacen parte de este alcance las conexiones, desconexiones y adecuaciones requeridas para la reconfiguración mencionada.

Construcción de una línea doble circuito o dos líneas independientes a 230 kV con una longitud aproximada de 6 km desde la nueva subestación Huila 230 kV (ítem i del presente numeral), hasta interceptar la línea Betania – Tuluní 230 kV, para reconfigurarla en Betania – Huila – Tuluní 230 kV. Hacen parte de este alcance las conexiones, desconexiones y adecuaciones requeridas para la reconfiguración mencionada.

Se deben incluir todos los elementos y adecuaciones tanto eléctricas como físicas necesarias para cumplir con el objeto de la presente Convocatoria durante la construcción, operación y mantenimiento de las obras, garantizando siempre su compatibilidad con la infraestructura existente.

Estas acciones incluyen sistemas de control, protecciones, medida, comunicaciones e infraestructura asociada, etc, sin limitarse a estos.

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Las hidroeléctricas encuentran restricciones en la licitación de suministro de Chile

Las bases preliminares de la licitación de suministro 2023 en Chile acarrearon diversos cambios a comparación de las convocatorias similares realizadas años atrás, como por ejemplo la incorporación del concepto de “medios de almacenamiento y de generación con energías renovables no variables”.

Término que, sumado a ciertos incentivos económicos para tales fuentes, le abre las puertas a algunas tecnologías para competir en igualdad de condiciones en la licitación de suministro que, en este caso, se dividirá en dos bloques de 1.800 GWh y 3.600 GWh, respectivamente. 

Sin embargo, a pesar que ese concepto integre a los proyectos con capacidad de regulación, aquellos plantas con generación sujeta a variabilidad hidrológica quedan exceptuados de dicha definición. 

Es decir que las centrales hidroeléctricas tendrán cierta limitación para presentar sus propuestas y no contarán con el beneficio de 0,15 US$/MWh por cada GWh de energía generable por dichos medios (máximo de 15 US$/MWh) para las ofertas que se presenten en los bloques horarios A o C.

“No es que las bases establezcan una exclusión completa para las centrales hidroeléctricas, pero sí hay una discriminación arbitraria, como también en un contrasentido de lo que buscan esas bases, que es darle cabida a más energía renovable que pueda operar 24×7”, señaló Rafael Loyola, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (APEMEC), en conversación con Energía Estratégica

“Por lo tanto, quitan un estímulo para que la hidroelectricidad participe en igualdad de condiciones en la licitación y se adjudiquen ese tipo de proyectos renovables. Tenemos muchos proyectos que se pueden desarrollar, aunque no vislumbramos que se hagan nuevos embalses ya que es complejo, pero sí muchos de pasada que con esto quedan relegados”, agregó. 

Ante ello, desde APEMEC ya pidieron reunión con Diego Pardow, ministro de Energía de Chile, como también lo hará con la Comisión Nacional de Energía, con el objetivo de esclarecer la situación, mientras aguardan que las distribuidoras realicen sus observaciones y le soliciten al gobierno que exista la mayor cantidad de competencia dentro de la licitación. 

Asimismo, esperan que el gobierno comprenda que la hidroelectricidad “es una de las bases para la descarbonización”, perfeccione ese punto dentro de las bases y en el plazo correspondiente y que, por ende, no se haga la “discriminación arbitraria” mencionada. 

De todos modos, Loyola reconoció que con esta convocatoria hay una orientación “correcta” respecto a la estabilidad del mercado y del sistema eléctrico nacional y una “potente señal” de la autoridad para entender tal necesidad y plasmarla en las bases. 

“Ahora bien, esa necesidad debe tener en vista no discriminar arbitrariamente a las tecnologías, teniendo en cuenta que la hidroeléctrica es la principal fuente de energía renovable del mundo (supuso 59% de la generación renovable total a nivel mundial de acuerdo a un estudio de IRENA),  que representa el 20% de toda la matriz eléctrica chilena y es la principal fuente de almacenamiento”, apuntó el director ejecutivo de APEMEC. 

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PERMER cerró el 2022 con cifras récord en inversión de renovables para comunidades rurales

El gobierno de Argentina dio a conocer el informe de gestión 2022 del Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER), aquella política pública de alcance federal de la Secretaría de Energía de la Nación para garantizar el derecho universal a la energía eléctrica, mejorar la calidad de vida de la población rural dispersa y reducir los impactos ambientales con el impulso de las renovables.

Durante el 2022, el PERMER batió récords históricos al adjudicar 8 licitaciones (44% de toda la historia del programa) por un monto total de USD 64.608.921 (un 46% de lo adjudicado los últimos siete años), cifra que implica un aumento del 150% respecto al monto adjudicado en 2021, correspondiente a U$D 25.700.662. Mientras que ese total de obras adjudicadas tendrá un impacto positivo en 81.693 pobladores rurales dispersos en 22 provincias del país.

“Hay un diálogo continuo con la comunidad donde se hacen las obras y tiene un rol clave para ella. Por ejemplo, en una de las licitaciones de escuelas del 2018 que terminamos este año, en todas las entidades donde se llegó con energía eléctrica aumentaron las horas de clases y aumentó la matrícula de los y las estudiantes, sumado a que el colegio pasó a ser un centro de acceso a la electricidad de la comunidad”, afirmó Luciano Gilardon, coordinador del PERMER, en conversación exclusiva con Energía Estratégica

Además, en el transcurso del 2022, se ejecutó el mayor monto total anual en instalaciones de la historia de la segunda fase del programa, alcanzando los USD 15.602.939, superando los USD 13,8 millones del 2021. 

Desembolso que corresponde a la ejecución de obras en escuelas, hogares, minirredes y usos productivos, y que también incluye la entrega de 2.795 boyeros solares que beneficiaron a 11.800 productores rurales de 8 provincias, de la LPN 1/ 2020. 

También se firmaron contratos por un total de U$D 54.886.655, es decir, 46% del total de toda la historia del programa.

¿Cuáles son los próximos pasos? Tras 20 años continuos de brindar soluciones de energización a comunidades aisladas, Luciano Gilardon ratificó que “la idea es darle continuidad al proyecto porque fue una política exitosa”. 

Por lo que a raíz de ese desempeño con el que cierra PERMER II, ya se piensa en mantener la política dentro del nuevo préstamo que el Gobierno argentino está negociando con el Banco Mundial. 

“Hay provincias que tienen instituciones públicas en zonas rurales en punta de línea y no siempre pueden contar con la energía necesaria. Por ende, queremos incluir la posibilidad de trabajar las instituciones públicas en redes eléctricas deficitarias para garantizar la energía necesaria para cumplir con el servicio”, remarcó Gilardon. 

Esto último principalmente porque en algunas provincias ya se cubrieron las demandas de todas las escuelas aisladas de la red.

“Seguiremos trabajando en mini-redes, instituciones públicas, hogares, usos productivos y sistema de bombeo solar.  Aunque también se planea ampliar el programa hacia el calentamiento de agua por sistemas solares térmicos.”, concluyó. 

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La transición energética: no existe una solución única para América Latina

Puede existir la percepción de que existe una versión «correcta» de una transición energética, que todos los países deben cumplir. Pero para los países individuales de todo el mundo, especialmente aquellos con economías en desarrollo, no existe una solución única para todos. Para algunos países significa avanzar hacia una matriz energética basada en renovables. Para otros, significa garantizar que sus comunidades tengan acceso a energía limpia y asequible.

En el panel ‘Cómo los estados están abordando el trilema energético: Globalización vs Localización’ en la Cumbre Internacional de Energía AIEN, representantes de Brasil y Argentina explicaron lo que significa la transición para ellos y abordaron las tensiones entre la visión global (ya menudo del G8) y la perspectiva de los países individuales, en particular los del hemisferio sur.

Heloisa Borges Esteves, directora de Estudios de Petróleo, Gas Natural y Biocombustible de la Oficina de Investigación de Energía de Brasil, explicó cómo la transición energética ya ocurrió en dicho país. “Tenemos una de las matrices energéticas más limpias del mundo. El 90% de nuestra producción eléctrica ya proviene de energías renovables. Para continuar con este buen trabajo, debemos resolver el trilema básico: seguro, limpio y asequible.

“Los países en desarrollo tienen un desafío mayor que las economías desarrolladas. Estamos tratando de mejorar nuestra oferta. Esperamos que la demanda crezca un 30% para finales de la década. Será un gran logro agregar esto a nuestra matriz y mantenerla en un 90 % de renovabilidad», agregó.

“Estamos basando nuestra transición energética en cuatro pilares principales:

1 -Equilibrar impactos ambientales.

2- Desarrollo social y económico.

3 – Seguridad energética.

4- Mantener la competitividad del país.

Cecilia Garibotti, subsecretaria de Planificación Energética de Argentina, destacó otro problema que enfrentan algunos países latinoamericanos que no tienen el mismo problema en lugares como Europa: “¡Somos realmente grandes! Somos el octavo país más grande en términos de territorio y, por lo tanto, tenemos muchos climas y condiciones diferentes. En toda la región, tenemos una matriz más limpia que muchas otras partes del mundo. No hay una sola política de transición; hay muchos que necesitan adaptarse a la singularidad de cada país y diferentes zonas de un país en nuestro caso».

“Cuando pensamos en la transición, pensamos en diferentes recursos y necesidades del país y en la mejor manera de apoyar a las comunidades. En el norte, tenemos solar; en el sur, tenemos algunos de los mejores vientos del mundo. En el centro, tenemos la bioenergía. También tenemos una de las mayores producciones de petróleo y gas no convencional del mundo. No dejaremos de usar esto, ya que jugará un papel muy importante en la descarbonización de otros países, y tampoco podemos depender de otros países con conflictos geopolíticos de los que no formamos parte”, comentó.

Ambos panelistas coincidieron en que los desafíos financieros impuestos por la transición energética generarán diferentes pruebas para diferentes economías, pero cada uno enfrentará esto a su manera. “La transición es un conjunto de herramientas para que las empresas elijan piezas; no todos tenemos que enfrentarlo de la misma manera”, concluyó Garibotti.

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CNE de Chile mostró los principales hitos de su gestión 2022 en Cuenta Pública Participativa

El secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, Marco Antonio Mancilla Ayancán, dio a conocer la Cuenta Pública Participativa 2023 del organismo, mostrando los principales procesos y acciones desarrolladas durante el año pasado, como el avance en el proceso de descarbonización del Sistema Eléctrico Nacional, las medidas tomadas para garantizar el suministro eléctrico ante la sequía que vive el país y las propuestas realizadas en torno a la situación de empresas suministradoras que habían declarado la imposibilidad de pagar sus obligaciones derivadas del Mercado de Corto Plazo, entre otras iniciativas.

“Entre los hitos relevantes asociados a transmisión, por ejemplo, tenemos la incorporación del Proyecto de Almacenamiento con Baterías BESS “Nuevo sistema de control de flujo mediante almacenamiento Parinas–Seccionadora Lo Aguirre”, que se incorporó en el Plan de Expansión de la Transmisión 2021 y , además, la emisión del Informe Técnico Definitivo del proceso de valorización de instalaciones de transmisión, correspondiente al cuatrienio 2020-2023, en que se logró una disminución promedio del 13% respecto del valor vigente”, indicó Mancilla.

También señaló que en 2022 se actualizó el informe técnico que permitió al Ministerio de Energía extender el Decreto Preventivo de Racionamiento hasta el 30 de septiembre de 2023.

Otros hitos 2022

Durante su presentación, la autoridad sectorial también mencionó los progresos registrados en el Plan Normativo 2022, en que se destaca la finalización de los comités consultivos para la Modificación Norma Técnica de Conexión y Operación de PMGD y de la Elaboración de la Norma Técnica de Ciberseguridad y Seguridad de la información.

Otro punto abordado en el contexto del Plan de Retiro de las centrales a Carbón del Sistema Eléctrico Nacional fue la dictación por parte de la Comisión Nacional de Energía (CNE), de dos resoluciones exentas en que se informó sobre la salida del sistema eléctrico nacional de tres unidades generadores, que totalizaron 382 MW de capacidad retirada.

Mancilla también destacó el trabajo que se está realizando durante el presente año, a partir de los hitos iniciados en 2022, como la actualización de la plataforma “Bencina en Línea”, con el propósito de “incorporar nuevas funcionalidades para los operadores de las estaciones de servicios y la ciudadanía, permitiendo así mejorar la experiencia de millones usuarios”.

Además, el personero abordó la licitación de suministro para clientes regulados, efectuada el año pasado, donde se adjudicaron 777 GWh-año a dos empresas generadoras con proyectos ERNC de tipo solar, eólico y almacenamiento, agregando que para las licitaciones que se realizarán este año habrá novedades que permitirán reducir los riesgos de los suministradores.

“Según nuestros análisis, se deberá implementar una nueva licitación que complete las necesidades de suministro no cubiertos del año 2027, así como las nuevas necesidades de suministro de 2028, la que se realizarán este año y que contemplará cambios que reduzcan el riesgo para los inversionistas, además de fomentar la participación de distintos tipos de energías para lograr precios que beneficien a los clientes regulados del país”, afirmó.

La Cuenta Pública Participativa de la CNE terminó resaltando el trabajo realizado en la institución para avanzar en materia de inclusión y equidad de género, donde se efectuó “un diagnóstico de la gestión y cultura con enfoque de género en la CNE, para la elaboración de un plan de acción, eficiente y eficaz, que contribuya a transitar hacia una cultura institucional más diversa e inclusiva, con miras en la certificación de la Norma NCh 3262:2021”.

 

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BlueFloat se prepara para la subasta eólica marina de Colombia: proponen que se licite 4 GW y no restringir por áreas

A principios de este mes, la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, confirmó que Colombia será uno de los pocos países del mundo en lanzar una subasta eólica marina.

Según aseveró la funcionaria, en agosto se lanzarían los pliegos. Y se acotaría el área a subastar dentro del Atlántico, donde cabrían “entre cuatro y seis proyectos de generación eólica”, indicó Vélez.

En diálogo con Energía Estratégica, Armando Politi, Country Manager de BlueFloat para Colombia, una de las compañías más destacadas a nivel mundial en materia de energía eólica marina, comenta que, si bien aun se desconoce a ciencia cierta cómo serán los pliegos, frente al anuncio de la ministra considera que sería un error limitar el ratio para esta primera convocatoria.

“Si las mejores áreas, en términos de viento, están hacia el norte de Colombia, del Atlántico hacia La Guajira, no sería estratégico considerar sólo la zona del Atlántico”, observa.

Pero el Gobierno argumenta que, por temas de conectividad, es preferible que la convocatoria se centre sobre el Departamento del Atlántico, sobre todo porque la Dirección General Marítima (Dimar) no había terminado de hacer el ejercicio completo de restricciones para este tipo de proyectos hacia el norte.

Pero Politi argumenta que “el tema de la conectividad realmente no es una barrera porque estos proyectos los estamos proyectando a ocho y diez años vista: al menos al 2030, 2032; por lo menos; entonces, el tema de la conectividad se podrá solucionar con unos planes estructurados del gobierno y de expansión de líneas y subestaciones”.

De lo contrario, para el ejecutivo ceñirse al Atlántico limitará el número de participantes, lo que se traducirá en menos ofertas y, en efecto, menos competitividad de precios.

“Poner en juego solamente el área que el Gobierno adelantó que pretende, donde se podrán montar entre cuatro y seis proyectos, va a limitar la llegada de compañías, porque si bien es una zona buena, no es la mejor; además, compañías como la nuestra en el mundo, cuando entramos a licitaciones, vamos siempre por tres o cuatro áreas importantes para poder hacer la inversión a riesgo inicial y poder llevar a cabo al menos un proyecto adelante que recupere la inversión”, explica Politi.

Potencia a licitar

Cabe destacar que BlueFloat avanzó inicialmente en Colombia con siete áreas: tres de ellas se adecúan a la licitación del Atlántico, dos en la zona de Santa Marta y dos más en la zona de La Guajira. De esos siete proyectos, la compañía presentó todos los trámites para obtener las prefactividades correspondientes ante Dimar, pero sólo tres de ellos la obtuvieron.

Los proyectos que avanzan son: Vientos Alisios, de 500 MW pero con conexión aprobada de 200 MW por parte de la UPME, y dos proyectos más denominados Goleta y Bergantín, cada uno de 825 MW, que también obtuvieron prefactibilidad de la Dimar.

Si bien Vientos Alisios tiene fecha de entrada en operación comercial para el 8 de diciembre del 2025 ante la UPME, Politi aclara que el FPO fue modificado ante el Dimar, para el 2032, al igual que Goleta y Bergantín.

Consultado sobre cuál sería el volumen a subastar ideal para atraer proyectos, Politi opina que se deberían poner en juego 4 GW y que, si las condiciones son realmente propicias, se recibirían ofertas por 5 veces la capacidad que se oferte. En ese caso, se presentarían propuestas por 20 GW.

“Nosotros creemos que podemos ofertar alrededor de 2 GW en este momento en Colombia. BlueFloat tiene 24,6 GW a nivel mundial. Podríamos hacerlo pero para ello necesitamos más previsibilidad; por lo que 4 GW en la licitación es una cifra razonable”, asevera el ejecutivo.

Plazo de PPA

Liliana Alemán, quien fuera directiva de EDP R y ahora es consultora, confió oportunamente en una entrevista para Energía Estratégica que el plazo de los PPA no debiera ser a 20 años, como se estructura, por ejemplo, la subasta de Cargo por Confiabilidad, sino a 30 años, teniendo en cuenta la envergadura de estos proyectos.

“Estoy totalmente de acuerdo con Liliana. El retorno (de la inversión) de los PPA de esos proyectos tienen que ser de alrededor de 30 años. De hecho, en los pliegos, o en la resolución, se llega a hablar de la concesión marina, que es de 25 años, más 15. Los PPA deben ser de la longitud que la concesión marina lo permita; estamos hablando entre 30 y 40 años”, considera.

Tiempos justos

De acuerdo a la hoja de ruta eólica costa afuera (ver), Colombia debería llegar al 2030 con 1 GW y al 2040 con 3 GW operativos.

Luego, para 2050, el objetivo que fija el documento, que contempla 280 recomendaciones y fue elaborado con el apoyo del Banco Mundial y del Gobierno británico a través de la consultora británica Renewables Consulting Group, aumenta a entre 6 GW y 9 GW en total.

“Tenemos un potencial de instalación de casi 100 gigavatios de potencia en el Caribe, pero yo creo que actualmente, pensando al 2030, los plazos son apretado para llegar al primer objetivo”, observa Politi.

Como se comentó, BlueFloat alcanzó prefactibilidad en tres proyectos; para Politi, estos emprendimientos tendrían que haberlos adecuado a la resolución actual del Dimar. “Con ello nos hubieran permitido seguir trabajando, haciendo las inversiones”, asegura.

Y justifica: “hoy por hoy, cualquier compañía que llegue a plantear un proyecto en la subasta, va, al menos, tres o cuatro años detrás de nosotros”. Por lo que hay hitos burocráticos de dificil cumplimiento.

En sus proyectos, Politi indica que BlueFloat realizó estudios oceanográficos, preingenierías, tomaron datos marinos, pliegos de los términos de referencia para los asuntos ambientales y alcanzaron a comenzar la fase 1 de la licencia ambiental de Goleta y Bergantín.

Por tanto, para el ejecutivo el objetivo al 2030 “no es muy factible”, y no sólo por el proceso de la subasta sino por la adecuación de los puertos e infraestructura eléctrica necesaria, inversiones que deberán realizarse en los próximos “6 a 8 años para poder soportar todo el despliegue de estos proyectos”.

Dólares, hidrógeno verde y sus derivados

Politi, por otra parte, está de acuerdo con la observación de Alemán de que los contratos deberán ser indexados al dólar, como ocurre en las subastas de Cargo por Confiabilidad.

El ejecutivo asegura que una tarifa “en dólares” bajará los precios de las ofertas y ello será clave para la producción de hidrógeno verde y sus derivados.

Observa que, al momento que estos parques eólicos marinos estén en funcionamiento, será también el momento del hidrógeno. Por lo que sería más adecuado pensar la energía que generen centrales no tanto para la mera inyección al Sistema Interconectado Nacional (SIN) sino para la producción de este vector energético.

“Pero si los proyectos se destinan para producir hidrógeno o amoníaco, que son productos de consumo interno pero también de exportación, y con un offtake en dólares, la energía inmediatamente baja a la mitad, o sea, es totalmente viable”, concluye el especialista.

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MPC Energy Solutions plantea lograr 800 megavatios de energías renovables al 2025

MPC Energy Solutions da pasos firmes en la región norte de Latinoamérica. Cuenta con una participación activa en Colombia, pasando por países de Centroamérica, incluyendo islas del Caribe y llegando hasta México. 

Algunos de sus proyectos de generación renovable más emblemáticos se encuentran en Colombia, Costa Rica, El Salvador, México, Jamaica, República Dominicana y Saint Kitts. En estos mercados su equipo ha sabido aplicar su expertise principalmente en energía fotovoltaica y almacenamiento en baterías. 

Para seguir ganando mercado, desde la empresa ya se preparan para dar lugar a nuevos proyectos en los próximos procesos competitivos en la región. Tal es el caso de los que están en agenda en Colombia. 

“En nuestro pipeline vienen más de 300 megavatios. Ahora vamos para la subasta de cargo por confiabilidad”, adelantó Nestor Gutierrez, director Comercial de MPC Energy Solutions

Durante su participación en Future Energy Summit, el referente de MPC Energy Solutions señaló que han adquirido expertise en proyectos principalmente entre los 10 a los 50 MW en los que participan desde la etapa de desarrollo hasta el momento en el que el proyecto está ready to build, pero adicionalmente cuentan con un departamento que acompaña todo el proceso de construcción, así como la operación y mantenimiento.  

Ahora bien, se han enfocado no sólo en impulsar proyectos propios sino además en comprar de activos de generación en mercados estratégicos de la región. 

“Desde nuestra área de M&A evaluamos adquisiciones tanto de proyectos que están en desarrollo -preferiblemente muy cerca al ready to build- pero también lo hacemos en cualquier fase, en la medida en que vayamos viendo que el proyecto obtiene interés y que es viable desarrollarlo. Lo podemos hacer inclusive cuando están en operación”, aclaró Nestor Gutierrez

Para posicionarse como líderes indiscutibles del sector energético renovable en la región, en su estrategia prevén dar un salto significativo. Por lo que, se han fijado objetivos ambiciosos, pero alcanzables, para los próximos años. 

Según indicó Nestor Gutierrez, director Comercial de MPC Energy Solutions, la meta es “llegar a 2025 con 800 megavatios”. 

“Ya hemos empezado, acabamos de firmar nuestro primer PPA (65 MW) en Guatemala, que es un mercado en el que queríamos entrar (…) con una expectativa de crecimiento allí importante”, indicó. 

Además de avanzar en Guatemala, dentro de esos 800 MW ya contemplan más de 200 MW en Colombia, 200 MW en México y el resto distribuido en mercados estratégicos de Sudamérica.

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Grupo Mega puso en marcha un parque fotovoltaico en su planta industrial de la ciudad de Lincoln

El pasado mes de abril, Grupo Mega, tecnológica argentina líder del sector agroindustrial, puso en marcha en su planta industrial de la ciudad de Lincoln un parque fotovoltaico capaz de sustituir entre el 40% a 45% del consumo eléctrico diario de la fábrica durante el horario de generación. El proyecto y la instalación fueron realizados por Mega Energías, una de las empresas del Grupo.

La energía solar disminuye costos operativos y asegura provisión energética desde el momento de su instalación -rápida y sencilla-, y continúa generando valor durante muchos años más luego de haber recuperado el capital inicial. Por eso esta solución es de especial interés para las Pymes y grandes empresas que requieren un uso intensivo de energía, como es el caso de las organizaciones que pertenecen al sector agroindustrial.

“Sustituir energías tradicionales por renovables es una decisión estratégica. Esta inversión significa mayor independencia de las fluctuaciones del mercado, políticas públicas y variables macroeconómicas, y un aporte al cuidado del medioambiente”, opinan los ingenieros Marcelo Valfiorani y Marcelo Lombardo, socios fundadores de Mega.

La empresa planea duplicar la provisión de energía renovable en los próximos meses, aprovechando la adaptabilidad modular de estos parques, que permite la implementación por etapas y sólo requiere espacio inutilizado.

Grupo Mega lleva más de 25 años de innovación tecnológica, operando en el mercado local e internacional. Se especializa en el desarrollo de soluciones de secado para la cadena de valor de la post cosecha, exportando a más de 35 países, y la creación e implementación de soluciones de energías renovables y gas para los ámbitos público y privado, en Argentina. Asimismo, cuenta con un área interna especializada en comercio exterior que asegura la provisión de materiales críticos para la instalación y mantenimiento de parques fotovoltaicos.

Como parte de su participación en la reciente edición de la feria Expoagro, Mega expuso una solución modular de energía fotovoltaica y brindó asesoramiento especializado e información sobre líneas de financiación para PyMEs, que ofrece el Banco Provincia, a tasas competitivas.

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Calden Consultoría alerta que el costo nivelado del hidrógeno es menor en Brasil que en Perú

El costo nivelado del hidrógeno puede variar considerablemente en diferentes países de la región debido a diversos factores, como la disponibilidad de recursos energéticos, la infraestructura existente y los incentivos gubernamentales.

Durante el Foro Global de Hidrógeno Verde Bariloche 2023, realizado en Argentina (ver transmisión), Ernesto Coutsiers, socio en Calden,  Consultora Especializada en Regulación de Servicios Públicos, Energía e Investigación y Desarrollo con presencia en Argentina, España, Brasil y Perú comparó el costo nivelado del Hidrógeno  (LCOH por sus siglas en inglés) en dos ciudades de estos últimos mercados.

“En Ceará, Brasil, tenemos un costo nivelado de hidrógeno de entre 3,4 y 7,8 ocho dólares el kilo. El componente más importante es el costo de capital seguido por el costo de energía eléctrica y los mejores valores se obtienen para la energía eólica y los peores para la biomasa”, explicó.

Por su parte, aseguró que en Lima, Perú, el LCOH está entre 5,5 y 9 dólares el kilo. El componente mayor importancia en este caso es el costo de la energía eléctrica seguido por el costo de capital y los mejores valores se obtienen también para la energía eólica y los peores también para biomasa.

Para alcanzar esa cifra, el estudio tuvo en cuenta: el año y vida útil del proyecto; tasa de costo de oportunidad de la inversión; inversión (CAPEX) del período; costo de operar y mantener (OPEX) del periodo; y producción de hidrógeno en el período.

CAPEX

Para calcular la inversión se utilizó una base de datos de 8 electrolizadores de potencia entre 100 kW y 10 MW. 

Se consideraron otros componentes como: equipamiento; flete; sistema de purificación de agua y refrigeración; piping; housing; ingeniería y otros. La vida útil del activo fue provista por el fabricante.

“Elegimos estos dos países porque tienen diferencias. El costo del capital en el Perú es más barato que en Brasil. Entonces, el capex en Brasil implica un mayor impacto sobre el costo total. Sin embargo, la energía eléctrica en Brasil con un mercado más desarrollado tiene un menor impacto y no es el caso del Perú”, argumentó Coutsiers.

“Esta producción en pequeña y mediana escala es en parte intensiva en capital y es más intensiva en capital cuando mayor es la tasa de remuneración que se analice. Los otros costos pasan a un segundo plano”, agregó.

Por último, el experto admitió que si bien el costo nivelado del hidrógeno hoy se presenta como una limitante, en el mediano plazo los precios irán mejorando y la industria se desplegará.

“Al 2050 la contribución más importante que tendremos del hidrógeno es la descarbonización de sectores difíciles de identificar. El hidrógeno es lo que nos va a permitir utilizar energías renovables en casi todas las aplicaciones que actualmente existen en tecnologías convencionales”, concluyó el especialista.

 

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Período de “horas punta” en el consumo eléctrico: ¿Cómo aminorar el impacto?

Las “Horas Punta” son aquellas en las que el sistema eléctrico presenta sus mayores niveles de consumo. Históricamente estas han correspondido al período comprendido entre las 18 a 22 horas, entre los meses de abril y septiembre.

Por tal motivo, “el control de demanda en esas horas entrega una señal de precio en períodos de mayor exigencia del sistema, para que los clientes racionalicen su consumo eléctrico”, explica Pablo Demarco, gerente Comercial del marketplace Plataforma Energía.

Ahora bien, ante estos mayores costos las empresas e industrias optan por distintos caminos para disminuir el impacto. Usualmente, si es imposible dejar de operar durante las “horas punta” lo que se hace es recurrir a equipos de generación electrógenos, lo que en teoría debería ser más conveniente en términos económicos que continuar funcionando con el suministro de la compañía suministradora.

“Sin embargo, lo cierto es que la falta de información por parte de muchos clientes eléctricos, los ha llevado a adquirir o arrendar equipos electrógenos a diesel para hacerlos operar en los períodos de ‘horas punta’ y la evidencia indica que para ciertos clientes se termina pagando más caro que sin dicha gestión, y para peor, muy contaminante”, sostiene Demarco.

Agrega que existen otras maneras de gestionar el consumo. “Es posible programar turnos de trabajo o funcionamiento de maquinaria de alta potencia, con el fin de disminuir la potencia máxima leída en el horario de control. En esos casos, es importante evaluar además el costo de oportunidad del funcionamiento normal de la instalación”.

Para enfrentar este período, el marketplace Plataforma Energía entrega algunas recomendaciones:

Revisar y comprobar automatismos

Es necesario revisar el equipamiento que se deja programado para que se desconecte en las horas de punta. Eso sí, se debe considerar dejar una breve “revancha”, antes y después, de la operación del automatismo y tener precaución que esté sensible respecto de los cambios horarios, lo que podría provocar error en los períodos en los cuales debiera hacer gestión.

En este punto es crucial chequear los aspectos que podrían resultar más obvios. Por ejemplo, que la verificación de sus backup ante eventualidades, como cortes de luz, se produzca de manera periódica, debiendo adoptarse esto como una “cultura” dentro de la empresa.

Leer y analizar los datos de consumo

La mayoría de los clientes de menor tamaño, siendo clientes libres, no saben cuánto consumen, excepto cuando les llega la factura. Estos consumidores, en su calidad de libres, pueden obtener la data de sus mediciones cada 15 minutos de parte de la empresa distribuidora, la que debe proporcionarla. Estos datos enriquecen el análisis para comprender el funcionamiento de su equipamiento.

Encendido de equipos al mismo tiempo

Cuando se produce la partida simultánea de varios equipos se tiende a generar una punta de consumo que puede ser sumamente excesiva pero por períodos muy cortos. Para que esto no ocurra lo que habitualmente se hace es ir distanciando las partidas en lapsos de 15 minutos.

La recomendación general para las empresas o industrias es hacerse asesorar por especialistas que puedan entregar un análisis de la manera en que se está gestionando el consumo eléctrico, de modo de ser lo más eficiente posible, especialmente en el actual período en que rigen las “horas punta”.

En tanto a la plataforma, esta integra más del 90% de la oferta de energía en el país, y tiene por propósito, acercar a consumidores y generadores asegurando precios competitivos en todas sus licitaciones y avanzada gestión de riesgos. La compañía, fundada en 2016, cuenta con presencia activa en Chile y Perú.

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Pylontech establecerá su primera fábrica en el extranjero

Pylon Technologies Co., Ltd. anuncia su plan de construir su primera fábrica en el extranjero en Italia en una conferencia de prensa en Véneto el 18 de mayo.

Pylon LiFeEU S.r.l., la empresa conjunta con sede en Sant’Angelo di Piove di Sacco (PD), resultará en la primera fábrica en el extranjero de Pylontech en producir y ofrecer soluciones de almacenamiento de energía de una manera más estable y segura para los clientes de Europa.

Es propiedad conjunta de Pylon Technologies Europe Holding B.V. («Pylontech UE»), una empresa constituida en virtud de la ley holandesa de propiedad absoluta de Pylontech, y Energy S.p.A. («Energy»), que han estado en cooperación durante diez años con compromisos compartidos para promover iniciativas de energía renovable y descarbonización.

Esta fábrica utilizará recursos y experiencia de ambas partes para desarrollar y comercializar productos de almacenamiento de energía en Europa, lo que genera una nueva base para soluciones innovadoras de almacenamiento de energía.

Pylontech se ha asegurado la posición número uno en el mercado global de energía de baterías residenciales en 2022, con más de un millón de sistemas de almacenamiento de energía encargados en más de 80 países y regiones a partir de su primera entrega en 2013. En la actualidad, el establecimiento de la nueva fábrica será otro hito importante para esta empresa de rápido crecimiento, que sigue desempeñando un papel pionero y líder en la industria.

«Es un paso importante para Pylontech establecer una producción localizada, ya que nuestros socios, especialmente en Europa, están ansiosos por tener una cadena de suministro más segura y estable».

Geoffrey Song, vicepresidente de Pylontech, expresó: «Elegimos Véneto como un punto de partida, ya que goza tanto de la sabiduría de larga data de Galilei como de la nueva amistad de Energy. Creo en el futuro superbrillante de la industria de la energía renovable en la Unión Europea al aprovechar la sabiduría global y los recursos locales».

Acerca de Pylontech 

Pylontech (SHSE: 688063) es un proveedor de sistemas exclusivos de almacenamiento de energía en baterías (SEAEB) que consolida su experiencia en electroquímica, electrónica de potencia e integración de sistemas para ofrecer soluciones confiables de almacenamiento de energía a nivel mundial. Con un crecimiento continuo y rápido, se ha convertido en un proveedor líder de sistemas de almacenamiento de energía en todo el mundo.

Acerca de Energy S.p.A. 

Energy S.p.A. que se fundó en 2013 y cotiza en el mercado Euronext Growth Milan de la Bolsa de valores italiana, es líder en sistemas de almacenamiento de energía tanto para el sector de aplicaciones residenciales como a gran escala. Ha vendido e instalado más de 53.000 sistemas en todo el país, con un enfoque en los mercados residenciales, comerciales, industriales, de servicios públicos y de movilidad eléctrica.

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Nueva Asociación de Mujeres en Energía Chile se reunió con el subsecretario de la cartera

La directiva de la Asociación de Mujeres en Energía Chile (AME) fue invitada a reunirse con el subsecretario de Energía, Luis Felipe Ramos, y con la jefa de la Oficina de Género y Derechos Humanos de la cartera, Francisca Valenzuela, con el objetivo de presentar los lineamientos de trabajo de la asociación, así como identificar colaboraciones conjuntas para la promoción de  la equidad de género y la mayor participación de mujeres en la industria energética del país.

En dicha instancia, la autoridad celebró la creación de la asociación, comprometiendo el apoyo del Ministerio para trabajar y conseguir el total desarrollo de las mujeres en el área. “Las transformaciones en el sector no sólo se deben dar desde el punto de vista energético, sino también desde el humano. Los hombres, en cualquier posición en el sector energía, debemos ser agentes de cambio para contribuir a establecer las condiciones para la equidad de género”, afirmó el Subsecretario.

La presidenta de la asociación de mujeres en energía, Ana Lía Rojas, valoró el apoyo expresado, agradeciendo la buena acogida y reafirmando el compromiso con el trabajo del programa “Energía Más Mujeres” que promueve el Ministerio: “Una de nuestras primeras acciones como gremio será adherir a este importante programa, que ha contribuido y visibilizado con cifras y políticas para afianzar la realidad laboral de las mujeres en el sector energía en Chile. Estamos convencidas de que en esta misión de conseguir más y mejores espacios para las mujeres en la  industria, hay que sumar todos los esfuerzos y participaciones: las individuales y las colectivas, bajo las orientaciones de políticas públicas que impulsa el Ejecutivo, las acciones y compromisos del sector privado, y los aportes desde la academia”.

En línea con lo anterior, enfatizó en que la asociación es una iniciativa abierta, transversal y descentralizada, que busca reclutar a un amplio número de mujeres profesionales y técnicas, con una visión multidisciplinaria “lo que apunta a enriquecer el diálogo sectorial. Por ello, la tarea más inmediata de la directiva es concretar la incorporación de socias, para así iniciar la conformación de comités de trabajo en base a los levantamientos que estamos realizando».

Durante la reunión se abordó cómo la recientemente conformada asociación puede aportar, desde la vereda de la sociedad civil, a la implementación de medidas concretas para crear un entorno laboral más inclusivo y equitativo. En Chile, el sector energía ha sido históricamente un entorno masculinizado, en el cual las mujeres ocupan sólo el 23% de la fuerza laboral, según un diagnóstico elaborado por el Ministerio de Energía en 2019. En los espacios de toma de decisiones este número se reduce a un 18%, mientras que la brecha salarial asciende al 24%.

La reunión fue la primera actividad oficial de la directiva de la asociación, conformada, además de la economista Ana Lía Rojas, por la abogada Daniela González como 1ra vicepresidenta; la diseñadora Anais Scapini, 2da vicepresidenta; la abogada Pamela Barros, tesorera; y la periodista Pía Suárez, como secretaria ejecutiva de la asociación.

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SOFAR presenta en SNEC innovaciones en energía fotovoltaica y almacenamiento hacia un futuro de emisiones netas cero

SOFAR, el proveedor líder mundial de soluciones en energía solar fotovoltaica y almacenamiento de energía, presentó varias innovaciones competitivas a nivel global en SNEC 2023, impulsando una transición limpia acelerada hacia la neutralidad de carbono.

Optimizado para plantas de almacenamiento de energía a gran escala, SOFAR exhibe su último buque insignia, PowerMaster, una solución integral líder en la industria que incorpora tecnologías de vanguardia.

PowerMaster, una solución segura, confiable y sostenible para garantizar la resiliencia de la red en condiciones operativas exigentes del mercado, combina un innovador sistema de refrigeración híbrido de aire y líquido, sistemas de seguridad 3+2, diseño modular, un menor costo nivelado de la electricidad (LCOS) y control inteligente.

Después de diez años de investigación y desarrollo independiente, el PowerMaster de SOFAR ha recibido reconocimiento por parte de socios de la industria desde su lanzamiento. Durante el lanzamiento de nuevos productos Powering Forward, SOFAR firmó memorandos de entendimiento con Hongyuan New Energy, Huaqing New Energy y Xiaoju New Energy, consolidando aún más su presencia dominante en el mercado de almacenamiento de energía.

Al mismo tiempo, SOFAR presentó otro nuevo producto, el inversor de cadena PowerMega de 320 kW, diseñado específicamente para sistemas fotovoltaicos a gran escala. Este inversor de alta corriente tuvo un impresionante debut en SNEC al solucionar los puntos débiles tradicionales y combinar eficiencia, seguridad y facilidad de uso en un solo dispositivo.

Con una eficiencia máxima de hasta el 99.05% y una corriente de entrada de 20A por MPPT, el inversor es compatible con módulos de 210/182 mm y permite obtener mayores rendimientos de energía.

Con clasificación IP66 y resistencia a la corrosión C5-M, logra resistir entornos adversos con un amplio rango de temperatura de trabajo desde -30℃ hasta 60℃. Además, admite escaneo I-V que permite identificar cadenas defectuosas y mantener un funcionamiento estable las 24 horas del día.

Gracias a la comprobada competitividad de PowerMega, SOFAR también firmó memorandos de entendimiento con Guohong Energy Group, Sichuan Shangwei y Tianlun New Energy, destacando su fortaleza e influencia en el sector de servicios públicos y marcando un capítulo crucial en el camino de la compañía hacia su ambición de emisiones netas cero.

«A medida que los países de todo el mundo descarbonizan gradualmente sus fuentes de energía y eliminan la dependencia de la energía a base de carbón, vemos un gran potencial en la energía renovable, ya que tiene un impacto positivo en la construcción de un planeta más sostenible y con bajas emisiones de carbono. SOFAR trabajará incansablemente para ofrecer soluciones integrales para satisfacer la creciente demanda, haciendo que las energías renovables sean accesibles y disponibles para más países», afirmó Guy Rong, Vicepresidente Senior de SOFAR.

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Los pedidos de turbinas eólicas establece un récord mundial en el primer trimestre

Un nuevo reporte de Wood Mackenzie asegura que la entrada mundial de pedidos de aerogeneradores alcanzó un nuevo récord en el primer trimestre, con 23,5 gigavatios (GW) de actividad, un aumento interanual del 27%.

La actividad fue impulsada por un nuevo récord en el primer trimestre establecido en China (15,2 GW), un crecimiento récord en el primer trimestre en América Latina (1,7 GW) y EEUU saltando a 1,8 GW de actividad, más del doble de sus 0,8 GW en el primer trimestre de 2022 y superando su primer semestre de 2022 total.

En total, los pedidos globales alcanzaron un estimado de 15.2 mil millones de dólares, un aumento de 3 mil millones interanuales de dólares.

“China continúa siendo el impulsor abrumador de la actividad global”, resalta Luke Lewandowski, director de investigación de Wood Mackenzie.

Y observa: “No vemos que eso disminuya en el corto plazo. Lo que es alentador es ver que ciertas áreas fuera de China comienzan a cobrar impulso. América Latina tuvo un primer trimestre récord, gracias a la actividad en Argentina y Brasil, y EEUU está experimentando una confianza renovada y un crecimiento de los pedidos, en parte gracias a la Ley de Reducción de la Inflación”.

Si bien algunas áreas fuera de China experimentaron un crecimiento, la actividad general de los fabricantes de equipos originales (OEM) occidentales se mantuvo estable, con una disminución de los pedidos del primer trimestre del 9 por ciento año tras año. Las estrategias entre estos dos mercados siguen siendo fundamentalmente diferentes, con China impulsando estrategias de crecimiento para cumplir con los requisitos renovables del gobierno local y los OEM occidentales centrándose en la rentabilidad.

“Los OEM occidentales se han mantenido muy selectivos y disciplinados en su actividad, con el objetivo de mejorar su rentabilidad”, indica Lewandowski.

Y analiza: “Los precios se han mantenido relativamente nivelados en mercados como los EEUU, donde los OEM occidentales han empleado estrategias como el desarrollo tecnológico medido y la indexación de precios para acelerar el retorno a la rentabilidad. Esto también ha ayudado a estabilizar los precios de las turbinas este trimestre”.

Eólica marina

Los pedidos de energía eólica marina experimentaron una disminución del 12 por ciento interanual, pero el crecimiento se produjo en Europa, que representó 3 GW de actividad en alta mar.

En general, la energía eólica marina representó el 13 por ciento de todos los pedidos en el primer trimestre.

Por segundo trimestre consecutivo, Envision capturó la mayor parte de los nuevos pedidos (3,6 GW), seguido de Vestas (3,3 GW) y SANY (2,6 GW).

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Se actualiza el cronograma de la subasta de asignación de Obligaciones de Energía Firme del Cargo por Confiabilidad

En XM es el operador el Sistema Interconectado Nacional (SIN) y administrador del Mercado de Energía Mayorista (MEM). Además, ha asumido el rol de Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) encargándose así de la subasta de asignación de Obligaciones de Energía Firme para el período que va desde el 1° de diciembre de 2027 hasta el 30 de noviembre de 2028.

En cumplimiento de lo establecido en la Resolución CREG 101 014 de 2023, por medio de la cual se actualiza el cronograma de la subasta de asignación de Obligaciones de Energía Firme (OEF) del Cargo por Confiabilidad (CxC), se han definido nuevas fechas; por tanto, ahora se realizará el 14 de noviembre próximo la subasta de la asignación.

“Como administradores de la subasta, vemos muy conveniente la decisión de la CREG al ampliar el cronograma de la cuarta subasta de Asignación de Obligaciones de Energía Firme, con el fin de viabilizar una mayor participación de oferentes para el desarrollo de proyectos que puedan suministrar la energía que Colombia requiere entre el 1° de diciembre de 2027 hasta el 30 de noviembre de 2028”, observó Cecilia Maya Ochoa, Gerente del Mercado de Energía Mayorista de XM.

Y destacó: “XM seguirá comprometida con la gestión de procesos transparentes e independientes que garanticen la confiabilidad del servicio de energía, para seguir llevando la mejor energía a los colombianos”.

Así las cosas, el nuevo cronograma queda expresado de la siguiente manera:

Fuente: XM

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Con especial apetito por México, Panamá y República Dominicana, Risen promueve módulos de alta eficiencia 

En el marco del “Latam Future Energy: Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit”, diferentes players de la industria fotovoltaica de envergadura presentaron las principales soluciones solares que son tendencia en Latinoamérica.

A su turno, Eduardo Ventura, gerente de ventas de Risen Energy para México, Centroamérica y el Caribe, uno de los mayores fabricantes de módulos fotovoltaicos del mundo, detalló los productos más vendidos en la región, en conversaciones con Energía Estratégica.

Principales productos

De acuerdo al experto, la empresa china redobla sus esfuerzos y está promoviendo dos tipos de módulos por su tecnología y ventajas comparativas:

El módulo Risen de 144 celdas, de 166 mm, con potencia de salida de hasta 555 W, con una eficiencia de hasta el 21.5% ya que “su bajo amperaje permite una mayor compatibilidad con los inversores del mercado”.
El modelo de alta potencia de salida de 670 W con 132 celdas de 210 mm, que alcanza una eficiencia de hasta 21.6%, el cual es “ ideal para generación a gran escala”.

También aseguró que están promoviendo la tecnología tipo N, -tanto en modelo Topcon como HJT-; con mayor eficiencia en cuanto a temperatura lo cual les permite alargar la garantía.

“Logrando esa mezcla de factores podemos atender al mercado caribeño, centroamericano y mexicano con un producto acorde. Ajustamos los materiales en nuestros módulos para poder tener un precio competitivo a pesar de la alta tecnología que requiere”, aseveró Ventura.

Los mercados latinoamericanos con mayor presencia

Para el ejecutivo, Risen Energy decidió trabajar en Centroamérica y Caribe mostrando especial interés en México, Panamá y Dominicana.

“De la región México es nuestro mercado más maduro. Contamos con canales estratégicos para distribución. El utility scale en México hoy por hoy está teniendo un movimiento más despacio pero esperamos que la situación se revierta con el tiempo”, afirmó.

“En México, tenemos un desarrollo propio en Durango que consiste en una huerta fotovoltaica de 125 MW. Esa es parte de la fuerza que tenemos para el mercado mexicano. Debemos replicar esta experiencia en el resto de los países de Centroamérica”, agregó.

A su vez, según el experto, Panamá y Dominicana son mercados que tienen mayor apertura para los proyectos de generación distribuida para comerciantes industriales por lo que ya  tienen “canales abiertos para atender esos mercados tan integradores”.

 

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Unigel busca financiamiento para expandir la primera planta hidrógeno verde a gran escala de Brasil

Unigel, empresa química de América Latina y fabricante de fertilizantes nitrogenados de Brasil, avanza en la construcción de la primera planta de hidrógeno verde a gran escala del país, para la cual destinará USD 120 millones, y ya planifica su expansión. 

La primera etapa del proyecto comprende una fábrica con tres electrolizadores (adquiridos de la siderúrgica thyssenkrupp) de aproximadamente 65 MW de potencia, con los que la compañía tendrá la capacidad para producir 10000 toneladas de H2V por año, que serán convertidas en 60000 t/año de amoníaco verde. 

Y se espera que la central, que estará ubicada en el Polo Industrial de Camaçari del estado de Bahía (centro oeste de Brasil), entre en operación comercial durante diciembre del corriente año y cree, al menos, 500 empleos directos e indirectos, según estimaciones.

Mientras que la fase 2 prevé cuadruplicar la producción del mencionado vector energético y su derivado, en tanto que con la etapa N° 3 del emprendimiento se alcanzaría un potencial diez veces superior. 

“Buscamos inversores que nos acompañen. Hablamos de la producción de 100.000 toneladas de H2V y 600.000 de amoníaco verde por año, gracias a una potencia de electrolizadores de 650 MW”, explicó Marcelo Natal, director comercial de Unigel. 

“Esta inversión rondará los USD 1380 millones y nuestra expectativa es que ese proyecto esté funcionando a finales del año 2027, dentro del polo petroquímico donde opera UNIGEL, por lo que la localización es muy conveniente”, agregó durante un evento virtual. 

Cabe recordar que la producción de hidrógeno verde y amoníaco ya es una rama de otras acciones que la Unigel ha emprendido, como la asociación para la producción de energía eólica, valorada en más de R$ 1 mil millones, con Casa dos Ventos, una de las mayores generadoras de energía de fuentes renovables en el país.

Y el proceso como el propio H2V generado será certificado por el organismo internacional ISCC (International Sustainability & Carbon Certification), que certifica una serie de productos químicos y usinas alrededor del mundo.

“Existen decenas empresas que nos buscaron interesadas en el proyecto ya que el amoníaco verde será uno de los combustibles del futuro para cumplir la meta de descarbonización. Por lo tanto, también les pedimos a los socios de nuestra cadena que certifiquen sus productos bajo la misma modalidad”, aludió Marcelo Natal. 

Aunque para que ello ocurra en la práctica, el especialista planteó que existen diversos desafíos, principalmente económicos, que “deben ser superados” para viabilizar la comercialización y el transporte hacia los centros demandantes del mundo. 

“Precisamos de energía limpia a precios competitivos, entendemos que aproximadamente 20 USD/MWh sería uno de los drivers para que el proyecto sea óptimo, como también la eficiencia de los electrolizadores”, señaló el director comercial de Unigel. 

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ONGs alertan que el acuerdo de la CRE frena la transición energética en México

El Centro Mexicano de Derecho Ambiental A.C. (CEMDA), Greenpeace México A.C.; Iniciativa Climática de México A.C. (ICM) y Nuestro Futuro A.C. expresan su preocupación por la publicación en el Diario Oficial de la Federación del Acuerdo aprobado por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) para la regulación de la energía libre de combustibles el 24 de mayo de 2023.

A través de este acuerdo la CRE modifica la regulación y las definiciones de lo que se considera energía limpia para incluir en esta categoría procesos y combustibles que producen contaminantes, los cuales no solo representan riesgos para la salud de la población mexicana, sino que también contribuyen al calentamiento global. Las preocupaciones de las organizaciones sociales se resumen a continuación:

Información equivocada sobre el progreso real de las energías renovables en el país:  con los cambios propuestos se estaría haciendo creer al mundo que el país incrementa el porcentaje de energías renovables en la matriz energética cuando en realidad no lo hace.
Impedimentos para alcanzar los objetivos de transición energética: la Ley de Transición Energética obliga a alcanzar un objetivo del 35% de energías renovables para 2024 y la Ley General de Cambio Climático –en su artículo 3 transitorio, inciso e)– hace mención al 35% de energía limpia para 2024. Sin embargo, la suspensión de las subastas a largo plazo en 2018 y las modificaciones de las normas de despacho que favorecen a los combustibles fósiles en vez de favorecer a las energías renovables, han obstaculizado la consecución de este objetivo.
Ineficacia del acuerdo: no añadirá ni un solo MW de capacidad de energías renovables a la matriz eléctrica ni reducirá ni una sola tonelada de bióxido de carbono adicionales a las medidas que se habían ya considerado para avanzar con el cumplimiento de las metas prometidas por México en la última COP.
Consideraciones reputacionales: las acciones tomadas por la CRE en este asunto dejan, una vez más, muy mal parado al Presidente de México y al país.
Con la aplicación de este acuerdo se frena (aún más) la transición energética en el sector eléctrico en México y con esto se viola el derecho humano a un medio ambiente sano en su vertiente de clima seguro, habitable y sostenible, así como diversos derechos fundamentales como a la salud, alimentación, agua, vida digna.
Aceptar que se aplique este decreto significa comprometer los derechos de las generaciones presentes y también de las futuras.

A la luz de estas preocupaciones, las organizaciones firmantes hacen un llamado respetuoso al Presidente López Obrador para que ordene que no se publique este Acuerdo y solicite mayores aclaraciones e información a los equipos de la SENER, la CFE y la CRE.

Las instituciones creen que es esencial asegurar la transparencia y la alineación con el compromiso de México hacia una transición energética justa, responsable y sostenible, preservando nuestras alianzas internacionales.

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Amdee y Asolmex denuncian que el acuerdo de la CRE desvirtúa los mecanismos previstos para lograr la descarbonización

La Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE) y la Asociación Mexicana de Energía Solar (ASOLMEX) hacen un llamado a fortalecer los mecanismos de descarbonización del suministro eléctrico y respetar los instrumentos que el marco jurídico contempla para estos efectos.

Según ambas asociaciones, el acuerdo aprobado el 24 de mayo por la Comisión Reguladora de Energía (CRE), y publicado el día de hoy en el DOF, incrementa artificialmente la cantidad de energía limpia en el sistema eléctrico, al considerar parte de la generación con gas natural en centrales de ciclo combinado como energía libre de combustible y la hace acreedora a Certificados de Energías Limpias (CELs).

Los CELs fueron incorporados en la legislación nacional en 2014, como un mecanismo para incentivar la descarbonización de la matriz energética e incrementar el porcentaje de electricidad con fuentes no fósiles del 20% en 2018 al 35% en 2024.

Para garantizar su función como indicador del avance en este proceso, la legislación dispuso requerimientos incrementales anuales para los consumidores de energía y no consideró a la generación con ciclos combinados de gas natural entre las tecnologías que ayudan a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.

«La decisión de la CRE cambia por completo los supuestos y mecanismos previstos para conducir la transición energética y vulnera el andamiaje institucional que organiza y conduce los esfuerzos de mitigación de emisiones, ambos orientados a que el Estado mexicano habilite la garantía de un medio ambiente sano para sus ciudadanos», manifiestan las organizaciones a través de un comunicado.

«Esta medida deteriora drásticamente el valor económico de los CELs y anula su función como indicador del avance en la descarbonización de la matriz energética», agregan.

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OLADE pondrá en agenda presidencial la integración eléctrica regional e transiciones energéticas

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) celebra este año su 50 aniversario. Por este motivo, impulsará en los próximos meses una serie de iniciativas especiales en conmemoración de este gran hito. 

Entre ellos, su evento anual denominado Semana de la Energía, que en este 2023 cursará su VIII edición en Montevideo del 6 y el 10 de noviembre, plantea contar con una citación sin precedentes de autoridades provenientes de sus países miembro. 

Según reveló Andrés Rebolledo Smitmans, nuevo secretario ejecutivo de OLADE, además de contar con la presencia de autoridades de la cartera energética proveniente de los 27 países miembro, este año se espera “una cantidad relevante” de presidentes. 

“Hoy día, a propósito de los temas de integración, me parece que hay un momento político en la región que permite imaginar algún avance en materia de integración y ese va a ser el vector fundamental que van a impulsar los presidentes que participen”, adelantó. 

Desde la perspectiva del referente de OLADE la diversidad de recursos con las que cuenta la región abre las puertas a la complementariedad, cooperación e integración regional, por lo que también se ha invitado a otras organizaciones intergubernamentales como la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) y observadores de Estados Unidos y la Unión Europea, para evaluar oportunidades adicionales de cooperación internacional.  

Además de debatir sobre retos y oportunidades de transiciones energéticas justas en cada uno de los países miembro, se plantea un diálogo de alto nivel sobre los beneficios comunes de la integración energética, infraestructura necesaria, cartera de proyectos y búsqueda de financiamiento para aterrizar en una visión regional. 

Y es que, siguiendo las declaraciones de Rebolledo durante el conversatorio “Panorama Energético Regional”, se podría fortalecer la complementariedad energética, aprovechando y maximizando la diversidad de recursos en la región.

«Si uno hace el ejercicio conceptual y económico, probablemente nuestra región en un contexto global sea la región con más capacidad para integrarse a priori, dejando de lado regímenes y ciclos políticos», observó Andrés Rebolledo. 

En tal sentido, resultarían claves para lograrlo las iniciativas de integración energéticas subregionales como SIEPAC, ARCO NORTE, SINEA y SIESUR.

Las energías renovables, el gas y el hidrógeno serán otros temas que estarán sobre la mesa de debate de la VIII edición de la Semana de la Energía, evento de OLADE que será co-organizado con el Ministerio de Industria, Energía y Minería de Uruguay (MIEM) y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID). 

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Seremi de Energía y su equipo viajan a la Isla Robinson Crusoe para fortalecer el desarrollo energético

La Seremi de Energía, Arife Mansur, junto a parte de su equipo, se embarcaron en el Buque Aquiles de la Armada de Chile el pasado jueves 25 de mayo con destino a la Isla Robinson Crusoe. Esta visita tiene como objetivo principal conocer de cerca la realidad energética de la isla y establecer una colaboración estrecha con las autoridades y la comunidad local para impulsar su desarrollo.

«En el marco de nuestro compromiso por impulsar el desarrollo energético y mejorar la calidad de vida de las comunidades, me complace anunciar nuestra visita a la Isla Robinson Crusoe. Este viaje representa una oportunidad invaluable para conocer de primera mano la realidad energética de la isla y establecer una colaboración estrecha con las autoridades y la comunidad local”, señaló la seremi Arife Mansur.

Durante el sábado 27 y domingo 28 de mayo, se llevaron a cabo diversas actividades en la comuna de Juan Fernández, en línea con el Programa Comuna Energética y otras iniciativas de la Seremi de Energía. Algunas de las acciones programadas son las siguientes:

Reunión con el alcalde Pablo Manríquez Angulo, su equipo municipal y otros servicios públicos para abordar temas relacionados con el suministro eléctrico y el desarrollo energético de la comuna.

Se llevará a cabo el programa «Con Buena Energía» en el Restaurant Bahía, el cual beneficiará a más de 100 familias de la Isla, proporcionando capacitación sobre el buen uso de la energía y entregando un kit eficiente para el hogar.

Además, se hizo entrega del reconocimiento a los ganadores del Fondo de Acceso a la Energía 2022 vinculados al desarrollo de sistemas fotovoltaicos para la Casa del Adulto Mayor y el Municipio de Juan Fernández.

También la seremi y su equipo visitaron a la central eléctrica y la estación de servicios para realizar una revisión del sistema eléctrico y de combustibles. El objetivo fue incorporar fuentes de energía renovable en la matriz eléctrica de la isla, lo cual requiere mejoras en la red eléctrica existente. Conjuntamente, se contempló el levantamiento de las luminarias de alumbrado público.

Finalmente, la seremi destacó que “esta visita representará una valiosa oportunidad para fortalecer la colaboración entre la Seremi de Energía y la comuna de Juan Fernández, así como para comprender de manera directa las necesidades y desafíos en materia energética de la Isla Robinson Crusoe. Invito a la comunidad a participar activamente en las actividades programadas y a compartir sus ideas y sugerencias, ya que juntos podemos construir un futuro energético sostenible y próspero para todos.”

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Más renovables en Latinoamérica: licitaciones, riesgos de mercado e hibridación

Latinoamérica mantiene su atractivo para invertir en energías renovables. Además de la calidad de sus recursos naturales que resulta oportuna para la generación eléctrica, mecanismos de fomento y promoción vigentes posibilitan el despliegue de nuevos proyectos en distintos mercados. 

“El potencial en solar y eólica es evidente en América Latina y creemos que tiene mucho para jugar un papel predominante en la coyuntura energética mundial”, indicó Daniel Barandalla, líder de asesoría solar para Europa y América Latina en UL Solutions

Desde la óptica de Daniel Barandalla, si bien el mercado entre privados puede resultar maduro en muchos países, las convocatorias a licitaciones públicas son parte importante del impulso a nuevos proyectos utility scale principalmente de solar y eólica. 

“Con certeza este tipo de acciones por parte de los gobiernos dan cierta seguridad en que la continuidad y el desarrollo de las renovables vayan adelante”, declaró. 

Incluso señaló que medidas de política pública y marco regulatorio que acompañen el desenvolvimiento de la iniciativa privada puede potenciar a la industria local y una mejora en las ofertas de licitaciones. 

“El caso en Brasil genera una industria y una serie de servicios asociados a estas licitaciones que son interesantes para todas las partes y lo menciono por ejemplo como un caso de éxito”. 

Ahora bien, el especialista también advirtió que algunos riesgos macroeconómicos y coyunturales de cada país podrían repercutir desfavorablemente en la ejecución efectiva de nuevos proyectos a costos competitivos. 

“En el caso de México ahora la actividad pues eso a pesar de que hubo una subastas iniciales también todos lo miramos con cierta expectativa de que se reactive el mercado porque desde luego el potencial al menos hablando en solar y desde luego que también eólica es evidente en América Latina”

En tal sentido, en su calidad de líder de asesoría solar para Europa y América Latina en UL Solutions, mecionó algunos riesgos comunes a los que se enfrentan dueños o fondos de inversión en un continente u otro. 

“Uno de los puntos que vemos ahora graves como un cuello de botella sería el suministro de grandes transformadores que tiene unos lead times bastante elevados y que pueden hacer que los proyectos se demoren respecto a lo previsto”, ejemplificó. 

Con la intención de lograr cerrar proyectos viables no sólo económica y financieramente sino también técnicamente, es que el experto además identificó una tendencia creciente en desarrollos híbridos. 

“Vemos cierta apertura en algunos mercados a la hibridación de tecnologías que también consideramos que es clave. Principalmente, eólica y solar, (…) pero hay una gran variedad de otras tecnologías que han de tener un papel importante en las futuras licitaciones (…) como el almacenamiento e hidrógeno verde. Y creemos que desde luego fomentar estas tecnologías mediante licitaciones va a ayudar a que estas despeguen en el mercado”, consideró. 

¿Qué mercados latinoamericanos ve más maduros para los mecanismos de licitación en la región? ¿El foco hoy es solar o está ganando terreno la tendencia en solar y almacenamiento? ¿Qué soluciones ofrecen para fondos de inversión e IPP desde su unidad de negocios? Fueron otras de las preguntas que respondió el referente de UL Solutions a Energía Estratégica

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Observan un panorama “complejo” para lograr el cierre de las centrales a carbón de Chile al 2040

Chile atraviesa el proceso denominado “Segundo Tiempo de la Transición Energética”, en el que el gobierno planteó una serie de medidas y acciones a implementar en el corto y mediano plazo para lograr una descarbonización acelerada del sector eléctrico. 

Sin embargo, hay un tema que aún preocupa dentro del rubro energético nacional: el cierre de centrales termoeléctricas a carbón y la sustitución de su capacidad con tecnologías limpias. 

Pamela Poo, directora y coordinadora de incidencia política de Fundación Ecosur, conversó con Energía Estratégica y señaló que el escenario resulta “bastante complejo” para seguir avanzando en la descarbonización. 

Tal es así que, a pesar que ya hay 1189 MW de plantas cerradas y 2369 MW comprometidos con una fecha de cierre hacia el 2025, todavía existen casi 2000 MW de potencia termoeléctrica a carbón que aún no no confirmó cuándo pondrán fin a sus actividades, pero que deberán hacerlo al 2040. 

“Tenemos comprometidas el cierre de por lo menos 14 termoeléctricas y 10 sin fecha, la mayoría correspondiente a AES Gener en distintos lugares del país, que vendió ciertos activos y planteó comunicacionalmente que va hacia energías limpias, pero se deshacen de sus activos y no se hacen responsables de los mismos”, manifestó. 

A ello se debe agregar que los problemas con la saturación de las líneas de transmisión eléctrica y vertimientos de energía. Hechos que impiden el avance de la generación renovable, ya sea de nuevos parques o de los ya operativos, y que desde hace tiempo produce demandas del sector para tener nueva capacidad de transporte disponible. 

“Por lo tanto, hay muchas fallas que se dan en el sistema, principalmente por la transmisión eléctrica, pero también porque en Chile hay una especie de subsidios a los fósiles que en el fondo pretenden seguir potenciándolos y no hubo correcciones en materia de política pública”, apuntó Pamela Poo. . 

“También se necesita avanzar en el pilar ciudadano de generación distribuida, que siempre estuvo incipiente, pero nadie tomó el rol preponderante que se requiere para un mayor impulso. Es decir que, a nivel general, necesitamos una política pública que no se ha hecho, que ha sido una piedra de todos los gobiernos, pero principalmente del pasado y actual, y están muy atrasados en cómo se abordan estas materias legislativas o normativas para destrabar tales problemas”, agregó. 

Con ello hizo referencia a que la descarbonización no sólo debe ser entendida y medida desde una lógica de cierre de centrales termoeléctricas, sino que se deben tener en cuenta otros mecanismos e iniciativas complementarias que no impliquen únicamente la instalación de renovables, sino más bien que “el recambio tecnológico sea pensado, con ordenamiento territorial”. 

¿Qué rol puede tomar el almacenamiento? A principios de este año, el presidente de Chile, Gabriel Boric, remarcó que la ley de almacenamiento permitirá el retiro de centrales a carbón “sin comprometer la operación segura” del Sistema Eléctrico Nacional. 

Y si bien ña directora y coordinadora de incidencia política de Fundación Ecosur coincidió en que es necesario el storage porque actualmente se vierte energía renovable que se podría inyectar al SEN, insistió en que se aborde de manera amplia:

“En el caso de otros combustibles, a veces no se requeriría tener un amplio storage para todos los proyectos, por lo que se debe gestionar y coordinar mejor qué energías entran y cuáles salen del sistema con respecto a que las renovables no pueden inyectar”.

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