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El organismo regulador rechazó el recurso de reposición de Cox Energía contra anterior Resolución que denegó solicitud de aplazamiento de fecha de inicio de suministro, reemplazo de proyecto, autorización de suministro de respaldo temporal, apertura de procedimiento de revisión de precio y, subsidiariamente, terminación anticipada por fuerza mayor.  

Adicionalmente, la CNE respondió a las empresas distribuidoras que, en su opinión, se configuraban las causales establecidas en los contratos de suministro para que estas solicitaran ante la Comisión el término anticipado de los contratos de Copihue Energía. 

Contrato Cox Energía 

La CNE emitió la Resolución Exenta N°576, de 30 de octubre de 2024, que rechaza el recurso de reposición interpuesto por la empresa Cox Energía SpA, adjudicataria de la Licitación 2017/01 por 140 GWh al año, en contra de la Resolución Exenta CNE N°401/2024, que deniega solicitudes de aplazamiento de fecha de inicio de suministro, de reemplazo de proyecto, de autorización de suministro de respaldo temporal, de apertura de procedimiento de revisión de precio de contrato y, subsidiariamente, en caso de denegarse lo anterior, de terminación anticipada de contrato por fuerza mayor. 

En el análisis de la reposición la CNE señala que los eventos alegados por el suministrador como fuerza mayor, y que justificarían las pretensiones de este último, no tienen dicho carácter. En consecuencia, la CNE, haciendo un análisis pormenorizado de los antecedentes de hecho y de derecho esgrimidos por el suministrador, ha estimado que corresponde la denegación de lo solicitado por este. 

Es relevante indicar que, respecto del procedimiento de revisión de precios establecido en el artículo 134 de la Ley General de Servicios Eléctricos, la resolución emitida por la CNE ha sido enfática en señalar que el derecho de solicitar su activación no puede ser ejercido por un suministrador que se encuentra incumpliendo su obligación de suministro desde el 1 de enero de 2024. 

Con el pronunciamiento de la CNE y no existiendo recursos pendientes de resolución, corresponderá que las empresas distribuidoras soliciten el término anticipado del contrato por incumplimiento de las obligaciones del mismo.  

Contrato Copihue Energía 

Mediante Oficio Ordinario N°756, de 2024, la Comisión Nacional de Energía comunicó a las empresas distribuidoras que, en su opinión, se configuraban las causales establecidas en los contratos de suministro para que éstas solicitaran la aprobación del término anticipado de los contratos de Copihue Energía, adjudicataria de la Licitación 2015/01 por 286 GWh al año y filial del Grupo Mainstream Renewable Power Chile.  

Lo anterior, por cuanto dichas empresas habían comunicado a la CNE el incumplimiento por parte de la empresa generadora, solicitando pronunciamiento respecto del término anticipado del contrato.  

Este caso comenzó en junio del año pasado, cuando la empresa generadora informó al Coordinador Eléctrico Nacional que se veía imposibilitada de cumplir sus obligaciones de pago resultantes de los balances que elabora dicho ente, por lo que este último dispuso el cobro de la garantía entregada por Copihue Energía para participar en el Mercado de Corto Plazo, suspendiendo a la empresa de esta instancia, fecha desde la cual se encuentra en incumplimiento de la obligación contractual de suministro con las empresas distribuidoras. 

Con la respuesta de la CNE, se espera que las empresas distribuidoras inicien formalmente el proceso de término anticipado del contrato con Copihue Energía. 

 Cabe señalar que, a la fecha, las empresas distribuidoras ejecutaron las respectivas garantías de fiel cumplimiento de los contratos, por un total de UF 85.801.   

Contrato Energía Renovable Verano Tres  

Por su parte, el pronunciamiento de la CNE a un requerimiento presentado por Empresas Eléctricas A.G. señaló que se configuraban también las condiciones para el término anticipado del contrato de Energía Renovable Verano Tres, adjudicataria de 540 GWh al año en la Licitación 2017/01, por los mismos motivos de incumplimiento de proporcionar el suministro según los términos del contrato.  

De esta manera, dicho contrato también se encontraría próximamente en condiciones de aprobarse su término anticipado, una vez sea ingresada a la CNE la solicitud por parte de las empresas distribuidoras.  

Situación Parque Eólico San Andrés 

Adicionalmente, cabe señalar que previamente, en agosto del presente año, la CNE aprobó el término anticipado del contrato del suministrador Parque Eólico San Andrés, adjudicatario de la Licitación 2021/01 con 273 GWh-año e inicio de suministro en 2026, de conformidad a lo establecido en el artículo 135 ter de la Ley General de Servicios Eléctricos. Dicha disposición legal habilita al suministrador a solicitar el término de contrato en caso de que, por causas inimputables al suministrador, su proyecto de generación enfrente condiciones que le tornaran inviable su construcción.  

 Efecto en tarifas 

El efecto del término de los contratos de Copihue Energía, Energía Renovable Verano Tres y Cox Energía, en una cuenta eléctrica residencial tipo representa un alza de aproximadamente 1,1%, debido a que tales contratos contaban con un precio menor al promedio de los contratos vigentes. No obstante, puesto que los suministradores de dichos contratos ya se encontraban incumpliendo con su obligación de suministro, siendo cubiertos por los restantes contratos, el efecto en tarifa ya se encontraba en la práctica siendo trasladado a los clientes por medio de reliquidaciones del precio de la energía, en particular, en la contabilización de saldos del mecanismo de estabilización de precios. 

Los mencionados contratos tienen involucradas boletas de garantía previamente presentadas por un monto total aproximado de 22.800 millones de pesos, las cuales van en beneficios de los clientes regulados, por medio de descuentos en la cuenta de electricidad, en caso de ser cobradas por término anticipado del contrato por incumplimiento contractual.   

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Ciudad de México, Octubre de 2024 – El Consejo de Profesionales en Energía Fotovoltaica (CPEF), una de las instituciones más respetadas en el ámbito de la energía solar en México, ha publicado su informe anual sobre la industria de generación solar distribuida. Este reporte, basado en una muestra representativa de 46,000 contratos activos hasta julio de 2024, ofrece un análisis confiable y detallado del mercado mexicano, proporcionando datos fundamentales para la toma de decisiones informadas en el sector. 

En esta edición, Growatt se destacó como la marca líder en el mercado mexicano de inversores solares. Según el reporte, Growatt ocupa el primer lugar en la categoría «Top of Mind», que refleja qué marca piensan los consumidores primero cuando se les pregunta por los mejores inversores solares, con una participación del 33.33%. Además, en términos de «Share of Mind», que mide cuántos consumidores conocen la marca cuando se les menciona, Growatt alcanzó un 88%, consolidándose como la opción preferida en el mercado. 

El éxito de Growatt en México es un claro reflejo de su compromiso con la innovación, la calidad y el servicio al cliente. Los inversores de Growatt han sido reconocidos no solo por su eficiencia y fiabilidad, sino también por ofrecer el mejor servicio postventa, lo que ha fortalecido la confianza de los usuarios en sus productos. Este posicionamiento muestra el esfuerzo constante de Growatt por entender y satisfacer las necesidades específicas del mercado mexicano, destacándose como un aliado estratégico en la transición hacia energías renovables. 

Lisa Zhang, Vicepresidenta de Growatt, expresó: “México y el mercado latinoamericano en general son de gran importancia para nosotros. Estamos comprometidos en proporcionar soluciones de energía limpia y accesible que ayuden a las comunidades a aprovechar el poder del sol. Seguiremos invirtiendo en innovación y en mejorar nuestros servicios para ofrecer a nuestros clientes en esta región los mejores productos y la atención que merecen. Nuestro objetivo es apoyar el crecimiento de la generación distribuida y contribuir al desarrollo sustentable en América Latina”.

Growatt reafirma su compromiso con el mercado mexicano y latinoamericano, impulsando la adopción de energía solar a través de soluciones tecnológicas avanzadas y un enfoque centrado en el cliente. 

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Estableciendo un nuevo estándar para la industria del almacenamiento energético global, Trina Storage se convirtió en la primera empresa del rubro en obtener la primera certificación UL Verified Mark del mundo por el rendimiento térmico de sus contenedores de almacenamiento de energía refrigerados por líquido, emitida por UL Solutions, la autoridad de certificación de seguridad reconocida mundialmente. Este galardón destaca la capacidad de innovación de la unidad de almacenamiento del gigante chino Trinasolar y el reconocimiento mundial de la calidad en su portafolio de productos en el sector.

UL Solutions realizó pruebas exhaustivas en los contenedores refrigerados por líquido de Trina Storage, evaluando factores como la precisión del control de temperatura, la eficiencia del intercambio de calor, la estabilidad del sistema y la durabilidad. Los contenedores bajo el dominio de Trinasolar sobresalieron en todas las pruebas, mostrando una eficiencia y estabilidad excepcionales incluso en condiciones extremas.

Al aprovechar la tecnología de refrigeración líquida de vanguardia, se descubrió que los contenedores refrigerados por líquido Elementa gestionan eficazmente la generación de calor durante las operaciones de almacenamiento de energía, lo que garantiza un rendimiento estable y seguro de la batería para proyectos a gran escala en diversas condiciones y locaciones.

En términos de implementación tecnológica, la unidad especializada en BESS integra características de diseño avanzadas en su producto estrella, Elementa 2, que incluyen enfriadores multimodales, estructuras de transferencia y conducción de calor, topologías de flujo de tuberías y estrategias dinámicas de control de temperatura.

Los sensores de temperatura NTC (coeficiente de temperatura negativo, en español) están estratégicamente ubicados en toda la superficie de la celda de la batería, lo que garantiza una monitorización de temperatura completa y precisa. Durante la verificación del rendimiento del control de temperatura, las temperaturas de la superficie de la batería se monitorizaron durante las fases de carga, descarga y reposo. La monitorización en tiempo real de estos procesos reveló una variación de temperatura inferior a 2,5 °C, lo que permite lograr una temperatura de compartimento constante y la estabilidad térmica del sistema.

Además, se observó que la tecnología de gestión térmica demostró un rendimiento excepcional en la uniformidad del flujo de la tubería y la consistencia de la placa de refrigeración líquida, y todos los resultados de las pruebas cumplieron con los estándares de diseño. En comparación con los métodos de refrigeración tradicionales, la estrategia de gestión térmica de la unidad de negocios de Trinasolar extiende el ciclo de vida de las celdas en un 10 %, lo que proporciona una sólida garantía para la estabilidad a largo plazo de los sistemas de almacenamiento de energía.

La certificación “Verified Mark” (Marca Verificada, en español) otorgada por primera vez en el mundo a Trina Storage se concedió después de los estrictos procesos de prueba y verificación de UL Solutions, lo que garantiza la autenticidad y fiabilidad del rendimiento del control de temperatura de los contenedores refrigerados por líquido diseñados por Trinasolar.

Al respecto, Vicente Walker, gerente de desarrollo de negocios de Trina Storage de Latinoamérica y el Caribe, señala: “Trina Storage prioriza la innovación tecnológica y la fiabilidad de los productos, con múltiples productos certificados por UL. Esta última verificación del rendimiento del control de temperatura subraya aún más nuestra experiencia y dedicación por mantener altos estándares en la tecnología de almacenamiento que día a día seguimos innovando”.

En 2024, Trinasolar ubicó una sede de negocios de Trina Storage en Chile, con el fin de abrir más puertas en el mercado del almacenamiento energético de Latinoamérica y el Caribe. Actualmente, la unidad se ha posicionado como un líder regional y mundial en productos y soluciones de almacenamiento de energía, dedicándose a transformar la forma en que se proporciona energía y a ofrecer soluciones de almacenamiento de energía compartidas a escala de red, proyectos de carga integradas de almacenamiento solar y parques industriales con cero emisiones netas, entre otros.

En el futuro, Trina Storage continuará adhiriéndose a una filosofía de desarrollo impulsada por la innovación, explorando y desarrollando constantemente soluciones de almacenamiento de energía más eficientes.

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile continúa trabajando en la modernización del mercado eléctrico hacia un esquema de ofertas, con el objetivo de lograr reformarlo a corto plazo, en pos de incorporar más generación renovable y sistemas de almacenamiento de energía en baterías que permitan resolver las problemáticas de vertimientos de energías renovables y precios marginales cero que atraviesa el país. 

Bajo ese contexto, el secretario ejecutivo de la CNE, Marco Mancilla, expuso durante la Semana de la Energía que organizó OLADE y remarcó que el país atraviesa un “punto de quiebre” que muestra la importancia de recurrir a la política pública para que se concrete el cambio y haya mejores precios dentro del sector.

“Al esquema, tal cual está, le falta algo. Cuando un mercado de costos declarados con despacho sincronizado empieza a tambalear cuando los costos variables son cero, es un tiro para el operador del sistema. Por lo que, eventualmente, se debe avanzar hacia un esquema de ofertas. La baja de costos de las tecnologías renovables no se traducirá en mayor cantidad de ofertas si no están las condiciones adecuadas, con bloques horarios y zonales. 

“Tenemos una hoja de ruta y sólo falta la decisión política del Congreso de hacer la respectiva ley y esperar 7 años para que se materialice. Las complejidades de la variabilidad de las renovables también se debe abordar, a la par que el regulador puede definir temas técnicos, requisitos para las instalaciones, o mismo para que inyecten potencia activa cuando los sistemas se caigan”, complementó.

El nuevo modelo de mercado propuesto busca transitar hacia tecnologías de manera costo-eficiente, que asegure un suministro confiable; a la par de generar incentivos y materializar más inversiones y participación en el sector, principalmente en servicios complementarios (SSCC) y en sistemas de almacenamiento BESS (Battery Energy Storage System).

Para ello, desde Comisión Nacional de Energía y la consultora Vinken-Dictuc proponen dos niveles de transición del mercado actual a la transformación final, siendo la primera un mercado de transición basado en costos mejorado, el cual considera un mercado altamente centralizado, con costos auditados en energía y precios uniformes tanto para energía como SSCC, considerando etapas de vinculación.

Mientras que el segundo nivel es el mercado basado en ofertas, que contempla una transición hacia ofertas en energía y SSCC en base a precio nodales de electricidad con, al menos, una etapa de liquidación vinculante previa, pudiendo considerar intradiarias.

“Es apropiado que los precios nodales reflejen una señal económica punto a punto. Es adecuado que estén las señales económicas en cada nodo para que cada actor pueda hacer su propio modelo y ver cómo estará su negocio en los próximos años, lo que dure los contratos PPA.

“Se requiere un sistema multimodal de transparencia para que puedan hacer contratos eficientes, asumiendo los riesgos como aquellos de demanda, disponibilidad de recurso, de transmisión. Mientras que para el avance del sistema de transporte eléctrico, también falta complementar regulatoriamente un sistema multi-nodal con algún esquema de transmisión o algo por la que los generadores puedan tomar esos riesgos pero remuneradamente”, concluyó.

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Sungrow, líder mundial en inversores fotovoltaicos y soluciones de almacenamiento de energía, participó en el megaevento Future Energy Summit (FES) Colombia 2024, organizado en el prestigioso JW Marriott Hotel Bogotá y que congregó a más de 500 referentes del sector las energías renovables.

Héctor Nuñez, director para el norte de Latinoamérica de Sungrow, expuso durante el panel de debate titulado “Estado de la energía solar fotovoltaica en Colombia: Visión de líderes” y puso foco en la importancia de contar con facilidades para el desarrollo de las renovables y la implementación de sistemas de baterías. 

El especialista apuntó a la necesidad de que existan políticas que incentiven y remunerar el uso de las baterías, como por ejemplo como servicios complementarios, y que las mismas permitan que la rentabilidad de los proyectos sea más acelerada. 

“Se debe mirar al storage en baterías con seriedad, cómo pagar los servicios complementarios. Porque si realmente queremos apagar centrales a carbón a través de sistemas de almacenamiento”, remarcó. 

«Además, hace un año y medio, el costo era más del doble que actualmente. Hecho que hoy en día representa un beneficio en la amortización de los proyectos y un parque solar con almacenamiento puede competir y tener precios más atractivos que una central térmica”, agregó. 

Esto sigue la misma línea que los dichos de la compañía tiempo atrás, dado que en septiembre vaticinó que se requerirá la hibridación de baterías con los proyectos fotovoltaicos y sugirió que ya se lo tenga en cuenta, considerando que año tras año se reducen los costos y dentro de 20-25 años será casi un negocio instalado.

Tal es así que el fabricante líder ya lleva suministrados 20 GW de inversores fotovoltaicos y más de 4 GWh en sistemas de almacenamiento a lo largo de Latinoamérica, con amplia cobertura y estructura  pre y post venta para apoyar la descarbonización e inserción de energías limpias en la región, gracias a los más de 300 colaboradores que poseen. 

Incluso, ya recibieron muchas inquietudes y solicitudes para los sistemas de almacenamiento en varios países de LATAM, donde algunos nodos con una penetración muy alta de renovables genera y la imposibilidad de evacuar esa energía generada. Por lo que las soluciones de Sungrow serían una manera de mitigar ese problema. 

“Vemos la región con distintas visiones. En Chile el almacenamiento tiene un empuje increíble; Brasil y Colombia los sistemas de baterías todavía no tuvieron una penetración tan alta porque tienen una matriz energética soportada en gran medida por hidroeléctricas, que son un reservorio propio”, indicó Nuñez.

“Pero para Colombia específicamente, quisiéramos que fuera un mercado un poco más rápido, por temas de lentitud en el otorgamiento de permisos. Sin embargo, hay una apuesta por el país y durante 2024 firmamos más de 500 MW en contratos, lo cual es una cifra relevante considerando la situación del mercado”, concluyó. 

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El gobierno de Brasil extendió por una semana plazo para presentar las propuestas de hubs de hidrógeno bajo en carbono que permitan descarbonizar el sector industrial del país en la próxima década, por lo que la nueva fecha para presentar las contribuciones será el 9 de noviembre.

A partir de esa iniciativa, el Poder Ejecutivo proyecta la disponibilidad de alrededor de R$ 6000 millones en inversiones, mediante Fondos de Inversión Climática (CIF) y como parte fundamental del Programa Nacional de Hidrógeno (PNH2). 

Por lo que uno de los grandes interrogantes que se abren de qué tipo de contratos se podrán firmar para suministrar con energía renovable a aquellos proyectos de producción de hidrógeno verde. Es decir si se esperan más licitaciones públicas o acuerdos entre privados para abastecer demanda creciente. 

Thiago Barral, secretario nacional de Transición y Planificación Energética de Brasil, se encargó de despejar las dudas en conversación exclusiva con Energía Estratégica durante la IX Semana de la Energía y destacó el rol que tendrá la vinculación de los generadores renovables con los hubs de H2.

“La energía renovable para los proyectos de hidrógeno verde probablemente será contratada en el mercado libre, sin necesidad de subastas públicas. Los parques eólicos y solares, por algunos años no dependerán de licitaciones organizadas por el Ministerio de Minas y Energía, porque ya avanzó el financiamiento de esos parques sin depender de los contratos PPA público-privados”, aseguró.

“Tenemos un pipeline de proyectos muy grande, de más de 50 GW disponibles, entonces no será un problema. Pero lo que sí resulta el punto más crítico en este momento es el avance de red para conectar los proyectos de generación con aquellos de hidrógeno”, subrayó. 

Justamente, el gobierno avanza en un plan de ampliación del sistema de transmisión transmisión para reconocer las obras necesarias para afrontar el crecimiento del mercado durante los próximos diez años. 

Dicho programa contempla la realización de 30 estudios en todas las regiones de Brasil (11 comenzaron en 2023 y 19 durante el 2024), con la particularidad es que por primera vez se incluyó una línea dedicada a la inserción de cargas de H2V. 

Sumado a que, recientemente, la Empresa de Pesquisa Energética (EPE) identificó que la región nordeste del país podría posee un margen agregado total que oscila entre 3,9 GW y 8,35 GW de capacidad de transmisión para proyectos de hidrógeno.

Esto significa que la zona nordeste de Brasil ya cuenta con capacidad para conectar grandes cargas, suficientes para iniciar el desarrollo de centrales de producción de H2; aunque el volumen volumen de energía ya demandado por las centrales de gran escala requerirá una planificación adicional para ampliar las líneas de transmisión en el estado y garantizar un servicio adecuado. 

“Los proyectos de H2 no saldrán todos al mismo tiempo, sino que hay un proceso de avance, el cual tenemos la oportunidad de coordinarlo junto a la infraestructura de red. Es un desafío muy grande, pero estamos estructurados para un estudio amplio de expansión de la infraestructura y optimizarla de manera eficiente”, manifestó Barral. 

“Los proyectos que ya fueron presentados son muy grandes, de giga-escala (ya se registraron cerca de 27 GW a la espera de las licencias correspondientes). Entonces es un desafío para la planificación de la transmisión. Estamos discutiendo cómo seguiremos con un plan para los próximos cinco o diez años, con el objetivo de dar cuenta de los pedidos de conexión de los proyectos de H2”, insistió.

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El sector renovable de Paraguay lleva meses esperando que finalmente se lance la licitación pública para la construcción del primer parque fotovoltaico a gran escala del país, que se proyecta tendrá más 100 MW de capacidad y se ubicará en la localidad de Loma Plata, Chaco Central.

Desde el Viceministerio de Minas y Energía (dependiente del Ministerio de Obras Públicas y Comunicaciones) se esperanzan que el pliego de bases y condiciones pueda estar listo en lo que resta del 2024, pero desde el sector privado no ven tan factible esa posibilidad y apuntan hacia el próximo año. 

“Creemos que la licitación en Chaco Central no llegará en estos meses, sino que pasará para el 2025”, confió Pablo Zuccolillo, presidente y co-fundador de la Asociación Paraguaya de Energía Solar, en conversación exclusiva con Energía Estratégica durante la Semana de la Energía que organiza OLADE. 

“De todos modos, es muy positivo que el gobierno quiera incentivar la generación solar en el país. Por primera vez en la historia de Paraguay tenemos esta coyuntura donde el gobierno quiere implementar la tecnología y desde la Asociación estamos para ayudarles en todo lo posible”, agregó.

La licitación llegará poco después de la reglamentación de la ley de fomento a las energías renovables (Ley N° 6977/2022) y algunas modificaciones adicionales con respecto a los plazos de la suscripción de los contratos PPA con la Administración Nacional de Electricidad, considerando que dicha entidad sólo comprará la energía de los parques.

Y si bien el gobierno abrió las puertas a que el proyecto fotovoltaico de Chaco Central finalmente tenga 140 MW de capacidad (40 MW más de lo previsto), producto de la demora desde el primer esbozo hasta la fecha, también se anunció otra convocatoria para el 2025. 

Puntualmente será para la construcción de una planta solar de 20 MW de potencia en la ciudad de Mariscal Estigarribia, departamento de Boquerón y a aproximadamente 525 km de Asunción. Y aunque el costo total del proyecto aún no está definido debido a las variables tecnológicas y de ubicación, la propia ANDE estimó que, de acuerdo con referencias regionales, el costo podría oscilar entre USD 600.000 – USD 1.000.000 por cada MW.

Además, el país cuenta con una política de incentivo a la fabricación y producción local, lo que favorecería a aquellas empresas ya asentadas en el país y que incentiven el empleo paraguayo. 

“Esto significa que cualquier componente que pueda ser fabricado en el país con industria nacional, ya sea de una empresa extranjera que abrieron fábricas en el país o propias compañías nacionales, puede tener un 40% de precio adicional dentro de la licitación pública”, indicó Zuccolillo. 

“El sector fotovoltaico de Paraguay está empezando. El año pasado tuvimos la primera ley de fomento ERNC y ahora, por primera vez, el gobierno observa cómo hacer que se desarrolle la industria solar, por lo que estamos dando los primeros pasos”, insistió. 

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360Energy Solar, líder en energía solar fotovoltaica en Argentina, ha concluido con éxito la colocación de su cuarta Obligación Negociable Verde (ON Verde) en el mercado local, consolidando su posición como actor protagonista en la transición energética del país. 

Con el objetivo inicial de captar 15 millones de dólares, se recibieron ofertas por más de 22 millones de dólares, cerrando la emisión por un monto total de 22.278.429 dólares. De esta forma, se refleja el interés del mercado en el sector de las energías renovables y la confianza en la capacidad y visión de 360Energy.

Los resultados técnicos de la colocación de las Obligaciones Negociables serie 4 fueron los siguientes:

 Cantidad de órdenes recibidas: 1.416

1. Valor Nominal ofertado: US$ 22.594.500 
2. Valor Nominal a emitirse: US$ 22.278.429 
3. Tasa de Corte: 8,00% anual. 
4. Precio de Emisión: 100% del valor nominal. 
5. Fecha Emisión y Liquidación: 30 de octubre de 2024. 
6. Fecha de Vencimiento: 30 de octubre de 2027 (la “Fecha de Vencimiento”). 
7. Fechas de Pago de Intereses: 30 de abril de 2025, 30 de julio de 2025, 30 de octubre de 2025, 30 de enero de 2026, 30 de abril de 2026, 30 de julio de 2026, 30 de octubre de 2026, 30 de enero de 2027, 30 de abril de 2027, 30 de julio de 2027 y en la Fecha de Vencimiento, es decir el 30 de octubre de 2027. 
8. Fechas de Amortización: El capital de las Obligaciones Negociables será cancelado en forma íntegra en la Fecha de Vencimiento (la “Fecha de Amortización”). 
9. Duration (estimada): 2,70 años.

La emisión se llevó a cabo en alineación con los principios de bonos verdes establecidos por la Asociación Internacional de Mercado de Capitales (ICMA). Por ello, Fix, afiliada de Fitch Ratings, calificó la Obligación Negociable de 360Energy con la máxima certificación verde en Argentina (BV1) y otorgó una calificación de riesgo A. Este respaldo confirma que los fondos serán destinados a proyectos de energía renovable y que reducen las emisiones de carbono en el país.

Federico Sbarbi Osuna, CEO de 360Energy para Sudamérica expresó su entusiasmo ante los resultados: “Nos enorgullece contar con la confianza de los inversores para seguir ampliando el alcance de nuestros proyectos, que no solo impulsan el desarrollo de energías renovables, sino que también generan un impacto positivo en las comunidades y en el medio ambiente. Este logro refuerza nuestro compromiso con la transición energética y con el cambio hacia un planeta más sustentable.»

Fondos Destinados a Energía Sostenible e Innovación Tecnológica

Los fondos recaudados se destinarán a ampliar y desarrollar los parques solares de 360Energy, que cuenta con un pipeline de proyectos por más de 500 MW planificados para los próximos años. Además, se implementarán tecnologías innovadoras para optimizar la eficiencia energética de sus parques operativos y se fortalecerá el capital de trabajo, maximizando así el impacto positivo de sus proyectos tanto a nivel social como ambiental.

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El Banco Mundial está jugando un papel clave en el desarrollo de infraestructura energética en Centroamérica y el Caribe. Con el ofrecimiento de un espectro amplio de productos financieros, entre los cuales se destacan préstamos concesionales, la entidad apoya a el avance de nuevos proyectos que contribuyan a la resiliencia y transición energética de la región. 

En exclusiva para Energía Estratégica, Gabriela Elizondo Azuela, gerente de Energía para América Latina y el Caribe del Banco Mundial, explicó: “El Banco Mundial tiene una calificación de crédito AAA, lo que hace que nuestros fondos sean de bajo precio y muy flexibles”.

Aquello no sería todo, según explicó la referente de energía, el Banco cuenta con instrumentos de mitigación de riesgo y de mejoramiento crediticio, un espectro de diferentes productos de garantía, y tiene un enfoque de apoyar a los países en buscar coinversiones de proyectos de infraestructura para atraer a más agentes con diferentes recursos, precios y términos en sus fondos.

Para acompañar nuevas iniciativas en Centroamérica y el Caribe, está tomando como referencia un caso de éxito con garantías de riesgo que en Argentina funcionó bajo el Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (FODER), donde el Banco Mundial aportó para cubrir el riesgo de falta de pago bajo los contratos de compra – venta de energía.

“Ahora estamos replicando la experiencia de Argentina en las islas del Caribe, específicamente haciendo facility de inversión en infraestructura renovable que incluye a Granada, Santa Lucía y San Vicente y las Granadinas”, señaló Elizondo.

Y añadió: “Es un facility para mitigar riesgos con garantías para atraer al sector privado al desarrollo de renovables”.

El impacto del Banco Mundial en la región no es nuevo y no se detiene allí. Desde hace años, la entidad también impulsa proyectos no sólo en el Caribe, sino también en Centroamérica vinculados al acceso universal, electrificación rural y generación renovable.

“En Honduras estamos enfocados al acceso universal a la energía y tenemos un pedimento para comenzar un proyecto nuevo de electrificación rural con paneles solares, minigrid y más.

También tenemos un proyecto geotérmico en El Salvador que estamos empezando a financiar, no con una garantía porque haremos exploración de campos de geotermia. Y también apoyaremos el financiamiento de una planta de generación, que es un préstamo concesional blended (blend finance). 

Y es que una cosa que también tratamos de hacer para bajar el precio de nuestros ofrecimientos de préstamo es hacer el blending con fondos climáticos, como el Climate Investment Fund o el Green Technology Fund”, declaró durante una entrevista en el marco de la Semana de la Energía de OLADE.

Con estos avances, el Banco Mundial reafirma su compromiso con la región, no solo mediante financiamiento, sino también mediante la creación de condiciones que favorezcan un entorno de inversión estable y confiable, necesario para la transición hacia una matriz energética más limpia y sostenible.

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El Global Wind Energy Council (GWEC) publicó un documento de posicionamiento titulado «Asegurando la Licencia Social para Proyectos Eólicos en América Latina«. El mismo ya se encuentra disponible para descarga gratuita en la web oficial del GWEC.

Según indica su resumen ejecutivo, tiene como objetivo orientar a los responsables de las políticas y a las partes interesadas en toda la región, ofreciendo conocimientos y estrategias basadas en experiencias locales y mejores prácticas para superar las barreras que actualmente impiden la expansión de la energía eólica.

Tal es así que contiene un conjunto de recomendaciones para autoridades del sector público y desarrolladores de proyectos, contemplando el gran potencial de la energía eólica en la región, los beneficios socioeconómicos que pueden tener y el desafío de involucrar a las comunidades locales en proyectos de esta tecnología.

Al respecto, Ramón Fiestas, presidente para Latinoamérica del GWEC, explicó que, sin una adecuada licencia social, los proyectos eólicos podrían seguir siendo postergados, lo cual es especialmente preocupante en países como México y Colombia, donde se han registrado grandes retrasos.

«Es necesario incrementar en un 100% el ritmo de instalación de parques eólicos en Latinoamérica para ponernos sobre la trayectoria de las metas de descarbonización que tiene asumida la región», enfatizó Fiestas en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, durante la IX Semana de la Energía, evento organizado por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).

El informe del GWEC sostiene que, para cumplir con las metas de descarbonización de la región y alcanzar los compromisos asumidos en las Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDC), es necesario duplicar el ritmo de instalación de parques eólicos.

Este incremento, de acuerdo con Fiestas, «implicará un aumento importante de la presencia de parques en territorios remotos y desfavorecidos», que en algunas regiones ya está generando tensiones con las comunidades locales, ralentizando los proyectos. Para dar ejemplos concretos, el informe consideró casos específicos en los países de México, Colombia, Brasil y Chile. 

Según el referente eólico, mediante el análisis de casos se han «identificado dos aspectos originarios de la problemática: la desinformación de las comunidades y la frustración que se genera cuando los proyectos no se desarrollan en tiempo». Para superar estos retos, el GWEC ha propuesto una serie de recomendaciones a los desarrolladores de políticas públicas y a las empresas del sector.

Entre las propuestas, el informe subraya la necesidad de actualizar los marcos regulatorios, simplificar los trámites administrativos y reducir los plazos de aprobación de proyectos, incluyendo permisos eléctricos, ambientales y sociales. Fiestas señaló que estas medidas se han implementado con éxito en otras regiones del mundo y que «introducir mecanismos positivos de resolución ante la falta de impulso en los procedimientos resulta fundamental para asegurar que los proyectos avancen y los parques se construyan».

Otro de los puntos abordados en el informe es la importancia de la capacitación y la información para las comunidades locales. El presidente de GWEC para la región destacó que «es esencial educar a las comunidades sobre los beneficios que los parques eólicos pueden traer, no solo en términos energéticos, sino también en oportunidades económicas».

Recomendaciones y próximos pasos

Para atajar las problemáticas, el informe propone unas recomendaciones de política y, sobre todo, la necesidad de actualización de los marcos reguladores de los procedimientos de autorización de las instalaciones (ello incluye autorizaciones eléctricas, ambientales y sociales). 

Esas recomendaciones tienen que ver con la experiencia tenida de haber resuelto estos problemas en otras latitudes, con unas medidas normativas y de política que fueron eficaces, vinculadas a la reducción de plazos de los procesos administrativos, simplificación de trámites y la institucionalidad de la terminación del procedimiento como consecuencia de la inacción administrativa.

«Introducir mecanismos positivos de resolución ante la falta de impulso de los procedimientos, resulta fundamental para asegurar que las obras se hagan y los proyectos puedan entrar», añadió el presidente para Latinoamérica del GWEC.

Con el objetivo de acelerar las inversiones y destrabar proyectos eólicos en stand by, el documento de posición del GWEC concluye que es imperativo que los gobiernos de la región trabajen en conjunto con las comunidades locales para asegurar una transición energética sostenible.

De cara al futuro, Fiestas adelantó que el GWEC ya está trabajando en socializar las conclusiones del informe con partes interesadas de cada uno de los mercados latinoamericanos.

En el marco de la IX Semana de la Energía, el GWEC lideró un panel de debate junto a especialistas en el que se refirieron en detalle cuestiones de fondo sobre la «Aceptación Social de Proyectos Eólicos» en distintos mercados. Allí, representantes de entidades financieras, asociaciones, empresas e instituciones del sector público coincidieron en mejorar las condiciones actuales para la materialización de los proyectos y tomaron como gran aporte el documento de posición del GWEC.

En adición, durante la LIV Reunión de Ministros de OLADE, también se compartieron las recomendaciones con las autoridades de las carteras energéticas de cada país miembro de la organización.

«Es lo que nos trajo a la Semana de la Energía y la reunión ministerial de OLADE, dar con las primeras señales que seguramente el próximo año se materializarán en medidas concretas de modernización de los procesos administrativos y regulatorios», expresó Ramón Fiestas, presidente para Latinoamérica del  Global Wind Energy Council (GWEC).

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La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) publicó la Resolución CNEE-270-2024 en la que aprueba los Términos de Referencia para que distribuidoras de Guatemala elaboren las Bases de una nueva Licitación Abierta para la contratación de potencia y energía eléctrica que garanticen sus requerimientos de suministro. 

Se trataría del marco para el lanzamiento del proceso de Licitación PEG-5, que se estima que podría ser el más grande y sostenible de su historia al poder requerir en el orden de 1200 MW (a definirse en las bases) provenientes de fuentes bajas en carbono. 

Según anticipan los TDR podrán participar en la Licitación los agentes generadores ya inscriptos en el mercado y aquellos que, una vez adjudicados, puedan constituirse como tal, de conformidad con la regulación vigente. 

Estos agentes tendrán la posibilidad de ofertar potencia y energía eléctrica a partir de centrales en operación y también centrales consideradas nuevas con fecha de operación posterior al 1 de enero. 

Las fuentes energéticas permitidas serían las siguientes: 

1. Plantas de Generación Nuevas con las tecnologías de generación con recursos renovables reconocidas en la Ley de Incentivos para el Desarrollo de Proyectos de Energía Renovable (incluidas las que incorporen sistemas de almacenamiento);
2. Plantas de Generación Nuevas con las tecnologías de generación con recursos no renovables cuyas fuentes tienen factores de emisión de Dióxido de Carbono (CO2) menores o iguales a los del Gas Natural, tomando como referencia los publicados por el Panel Intergubernamental del Cambio Climático (IPCC por sus siglas en inglés),
3. Plantas de Generación en operación con las fuentes energéticas disponibles en el parque de generación en la fecha de convocatoria de la licitación.

De acuerdo con los TDR emitidos la semana pasada, se podrá adjudicar los siguientes tipos de contrato: Diferencia con Curva de Carga, Opción de Compra de Energía y Energía Generada, conforme están definidos en la Norma de Coordinación Comercial No. 13.

Los mismos tendrán una duración de hasta 15 años para centrales nuevas y de hasta 5 años consecutivos para centrales existentes, pudiendo acceder a los mismos mediante la participación en dos bloques: bloque de base o bloque complementario a la base. 

Bloque Base: Es la cantidad de energía eléctrica de la curva total que constituye la base de la energía eléctrica a cubrir durante todas las horas del día de todos los años del período de suministro, respecto del total del requerimiento de las Distribuidoras. 

Bloque Complementario a la Base: Es la cantidad de energía eléctrica de la curva total que resulta de la diferencia de descontar, del total de los requerimientos de las Distribuidoras, la cantidad de energía que corresponde al Bloque Base.

Según se establece en los términos, las fechas de inicio de suministro previstas son el 1 de mayo de los años 2030, 2031, 2032 y 2033, estos plazos no solo dan tiempo prudente a las nuevas centrales de generación para construirse sino además responden al vencimiento de un poco más de 1000 MW en contratos previos con los que contaban las distribuidoras y que dan cuenta del volumen potencial que tendrá esta convocatoria.

Lo que sigue 

A partir de la publicación de los Términos de Referencia, las distribuidoras tendrán 80 días para elaborar las Bases de Licitación “en estricto apego y cumplimiento” a los TDR para la aprobación de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica. 

En adición, estas empresas deberán conformar una Junta de Licitación para llevar a cabo el proceso y liderar las tareas vinculadas hasta que se suscriban los respectivos contratos de abastecimiento. 

A posterior, las Distribuidoras, a través de la Junta de Licitación, deberán establecer los eventos del proceso de Licitación con sus respectivas fechas, contemplando como mínimo un periodo para adquirir las bases de la licitación, realizar reuniones informativas, entregar solicitudes de aclaraciones de las bases y responder a las solicitudes de aclaración; y luego, dar lugar a la presentación de ofertas, sus aperturas, fecha de adjudicación y suscripción de cada contrato de abastecimiento.

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La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) desarrolló con éxito un nuevo encuentro entre autoridades de gobierno, reguladores, empresas, academia y entidades financieras de la región.  

Más de 2000 asistentes, 200 panelistas y representantes de delegaciones de 25 países miembros de OLADE se dieron cita, del 28 al 31 de octubre, en los salones de conferencias del Banco Central del Paraguay, en Asunción. 

La IX edición de la Semana de la Energía tuvo ponencias destacadas y paneles de debate que siguieron como ejes temáticos el acceso al financiamiento; capacidades técnicas y tecnológicas; sociedad y ambiente; política y regulación.  

Además, tuvo lugar la Junta de Expertos de OLADE que sentó las bases de los acuerdos de la LIV Reunión de Ministros de OLADE que se llevó a cabo a posteriori y que, según concluyó Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de la OLADE, dio resultados precisos: 

«Quisiera agradecer el compromiso de los ministros en este esfuerzo de avanzar regional y colectivamente en materias tan importantes. 

En el marco de la Reunión de Ministros, se acordó un consejo de planeamiento regional para avanzar en la integración energética en la región; los países acordaron y se comprometieron a no construir más plantas de carbón en la generación eléctrica en América Latina; los ministros acordaron una meta colectiva regional para avanzar en eficiencia energética; también acordaron e iniciaron el diálogo e intercambio de experiencias en materia de energía nuclear. 

Todos temas concretos que hacen al desarrollo y el crecimiento de nuestro sector energético en América Latina”, expresó Andrés Rebolledo durante la ceremonia de clausura en Itaipú.

Aquello no sería todo. En esta reunión que es la máxima instancia de gobernanza de la OLADE también promovió el trabajo en torno a transiciones energéticas justas y se aseguró que se brindará apoyo a los países que enfrenten cortes de suministro eléctrico.

Integración regional 

Más allá del consenso alcanzado por toda la plana mayor, representantes de las distintas subregiones aprovecharon para referirse a proyectos específicos que promoverán en el corto, mediano o largo plazo la interconexión entre los distintos países.  

Tal es el caso de Colombia y Panamá, que cerraron un acuerdo para impulsar su proyecto de Interconexión Eléctrica Binacional, una iniciativa que se empezará a concretar tras más de una década de diálogo y que promete no sólo la cooperación eléctrica entre ambos países sino también la oportunidad de unir el sistema ya operativo en Centroamérica con Sudamérica. 

Por su parte, Paraguay puso énfasis en las oportunidades del gas natural como energético de transición y expresó su interés de que el gasoducto que parte en Vaca Muerta use como franja de conexión con Brasil el Corredor Bioceánico, atravesando la Zona de Integración del Centro Oeste Suramericano (ZICOSUR). 

Y, aunque aún estaría en una etapa temprana, República Dominicana mencionó que en el horizonte se encuentra la posibilidad de impulsar la interconexión con otros mercados no fronterizos como Puerto Rico mediante la utilización de un cable submarino que podría romper el paradigma de la interconexión eléctrica en el Caribe.   

Descarbonización 

Paraguay, como país anfitrión de la Semana de la Energía, promovió la diversificación de la matriz energética y se comprometió con avanzar en la electrificación de las actividades como forma de contribuir a la descarbonización y a minimizar los impactos del cambio climático. 

Ahora bien, un paso importante se logró en las reuniones ministeriales donde se pactó detener la construcción de nuevas plantas carboeléctricas para la descarbonización de las economías y promover la renovabilidad a nivel regional.

Al respecto, es preciso indicar que el índice de renovabilidad de la oferta de energía ha mantenido su tendencia al alza durante la última década, debido principalmente al incremento de la participación de fuentes de energías renovables en la matriz de generación eléctrica.  

Así lo advierte el “Panorama Energético de América Latina y el Caribe 2023-2024″ que fue presentado durante la Semana de la Energía y que en adición señala que la generación de energía renovable no convencional, especialmente la solar y eólica, podría aumentar un 30% este mismo año 2024.

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Uruguay cuenta con una ambiciosa ruta para expandir su parque de generación renovable con una meta de incorporar anualmente 100 MW por año, como parte de un plan liderado por la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE), que hasta ahora ha asumido las inversiones iniciales y prevé, a futuro, abrir el sector a contratos PPA. 

Christian Nieves Lauz, director nacional de Energía de Uruguay, conversó en exclusiva con Energía Estratégica en el marco de la Semana de la Energía e insistió en la importancia que tendrán los 100 MW renovables anuales para abastecer la creciente demanda energética que se avizora en el país. 

“UTE está haciendo una inversión importante para ello. Es decir que en un principio lo incorporará con inversión propia y luego probablemente se den los contratos de compra – venta de energía para sostenerlas a futuro”, apuntó. 

“Por ende, actualmente no se están generando contratos PPA pero sí se están adquiriendo conocimientos y manejo de la tecnología para luego abrir  la generación fotovoltaica al sector privado”, reforzó.

Cabe recordar que, en julio del corriente año, UTE recibió el interés de once empresas en la licitación del parque solar de 25 MW en Punta del Tigre, por lo que el sector aguarda la adjudicación correspondiente, que podría abrir las puertas a una nueva convocatoria para completar el primer bloque planificado de 100 MW.

¿Por qué? El organismo ya conoció que se pulirá otro pliego licitatorio de un parque fotovoltaico en Cerro Largo (también llave en mano), en pos de acompañar el crecimiento de las instalaciones renovables en el corto plazo y continuar procesos similares hasta el año 2047. 

“En cuanto a la generación, se observa más fotovoltaica en el corto plazo, dado que la eólica recién estará cercana al 2030 como parte del recambio del parque energético que ya hay en el país”, manifestó el director nacional de Energía. 

“En ese marco también está la expectativa de los proyectos de hidrógeno, que si bien tendrán generación propia a futuro, inicialmente se prevén que ingresen una mezcla de generación propia y de la energía tomada del sistema”, añadió en diálogo con este portal de noticias.

Incentivos a las pequeñas y medianas empresas

Por otro lado, Christian Nieves Lauz reconoció que, más allá de lo que se haga con la generación centralizada, el gobierno tiene el foco puesto en la eficiencia energética, puntualmente a través de un programa que brinda un monto económico a las MiPyMEs para incorporar medidas de esta índole. 

“Ello también incluye la adquisición de paneles solares; aunque al tener una matriz tan verde, a veces es ineficiente la microgeneración, por lo que no está tan alentado dado que, por ahora, se cubre bien la demanda y no sería necesario”, aclaró. 

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El 30 de octubre, TÜV confirmó que el módulo de heterounión THC-G12 de Tongwei alcanzó una potencia máxima de 776,2 vatios y una eficiencia del 24,99 % en un formato de 2384 x 1303 mm.

Esta es la primera vez que un módulo de heterounión supera los 775 vatios, lo que representa un avance significativo. Y desde el año 2023, Tongwei ha establecido nuevos récords de potencia y eficiencia en nueve ocasiones distintas.

El Centro Global de I+D de Tongwei comenzó a operar en junio de 2024. En solo cuatro meses, el equipo de I+D aumentó la eficiencia de la celda en casi un 0,3 % al optimizar las estructuras de captura de luz y la uniformidad del PECVD, además de emplear materiales y técnicas de impresión avanzados, lo que elevó la potencia en producción masiva del módulo hasta 745 vatios.

Basándose en sus éxitos previos de producción masiva, este último logro eleva aún más la potencia de los módulos de heterounión. Tongwei ahora ofrece una solución líder de heterounión con interconexión de cobre (THL) a nivel de gigavatios (GW), centrándose en la tecnología sin plata e impulsando los estándares de la industria.

El Centro de I+D Global de Tongwei tiene como objetivo promover tecnologías de vanguardia y fomentar el crecimiento de la industria. Reconocido como el centro de I+D más grande y con mayor capacidad en el campo, Tongwei se centra en el desarrollo de tecnologías convencionales como TOPCon, HJT, xBC y células y módulos tándem de perovskita/silicio. Tongwei explora los límites tecnológicos, transformando sus avances en motores del progreso industrial.

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Concienciados en la lucha contra la descarbonización y por cumplir con los objetivos del PNIEC para 2030, el líder mundial de soluciones de energía distribuida, Growatt, se ha embarcado en una ambiciosa gira por la Península Ibérica en 2024 que ha finalizado hace unos días.

Durante su gira “Roadshow Iberia 2024”, Growatt New Energy, ha visitado las ciudades de Madrid y Sevilla durante el pasado mes de mayo, siendo este mes de octubre el turno de Portugal, donde se han celebrado los eventos en las ciudades de Lisboa y Oporto, mostrando sorpresas exclusivas y regalos en cada parada. 

Durante el roadshow, se presentaron en detalle los nuevos y recientes lanzamientos de la Compañía, enfocados en el almacenamiento comercial e industrial, las soluciones de almacenamiento de balcón, y los asistentes también pudieron formarse en la impresionante plataforma de gestión y monitorización OSS (Online Smart Service) junto a sus ingenieros de postventa. 

Junto a lo anteriormente mencionado, los asistentes también tuvieron la oportunidad de probar sus productos de primera mano en la espectacular VAN showroom presente durante los eventos .

Pero no todo fue formación, como ya es habitual en la marca, también hubo tiempo para conversar sobre el sector, resolver dudas y consultás técnicas y finalmente realizar juegos y sorteos de regalos para todos los asistentes, sorteándose en cada evento un sistema de almacenamiento portátil Infinity 1500.

El eje central del roadshow gira en torno en presentar gama de inversores híbridos residenciales, como los nuevos inversores MID 11-30KTL3 XH, MOD 3-10KTL3 XH (BP) y la gama industrial con su inversor WIT 50-100K-HU, junto con las baterías APX HV y las nuevas APX Comerciales.

Entre los productos mostrados, destaca el nuevo MID 11-30KTL3 XH, con un rango de potencias de 11 a 30kW y una potencia fotovoltaica máxima de entrada de 60KW de CC y una tensión de entrada de hasta 1100 V, el dispositivo permite conectar más módulos fotovoltaicos en cada string reduciendo los costes de las conexiones en paralelo.

A las familias de almacenamiento, se une nuevo WIT 50-100K-HU (AU), con un rango de potencias de 50 a 100kW, escalable hasta los 300kW y una potencia fotovoltaica máxima de entrada de 156KW CC y una tensión de entrada de hasta 1000 V, cuenta con hasta 10 MPPTs con 2 string por cada MPPT; la corriente de entrada de string del inversor alcanza los 16 A, por lo que es compatible con módulos fotovoltaicos de gran potencia (500 W o más)

Otra de sus novedades presentadas fue la solución de balcón de Growatt, lanzada para dar solución a aquellas personas que no puedan tener una instalación fotovoltaica en casa, esta solución consta de un micro-inversor NEO de 800W, compatible con los paneles fotovoltaicos de mayores potencias, junto con las nuevas baterías NOAH, con una capacidad aproximada de 2kWh, pudiéndose ampliar mediante un mecanismo de plug&play hasta algo más de 8kWh; siendo esta una solución ideal para pisos con terrazas y zonas donde no se permita la modificacion exterior de edificios.

La empresa pretende fomentar la comprensión de cómo estas innovaciones pueden remodelar el sector energético e impulsar un futuro sostenible.

«España y Portugal presentan un potencial increíble para la energía solar», señaló Alejandro Pintado, Product Marketing Manager para España y Portugal de Growatt.

«Nuestra gira no se limita a comercializar nuestros productos, sino también en fomentar asociaciones y colaboraciones locales», agregó.

El viaje de Growatt por España y Portugal supone un paso importante en la misión hacia un futuro más sostenible y ecológico; mientras el mundo mira hacia las fuentes de energía renovables para combatir el cambio climático, iniciativas como el roadshow de Growatt sirven de guía, iluminando el camino hacia un futuro más limpio y sostenible.

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Se llevó a cabo la conferencia de prensa sobre el Congreso Internacional de Energía Tamaulipas 2025, un evento que se celebrará en marzo del año entrante en el Centro de Convenciones y Exposiciones de Tampico. Este congreso se perfila como uno de los más importantes para la industria energética, tanto a nivel nacional como internacional.

En la conferencia participaron figuras clave del sector energético de Tamaulipas, el Secretario de Desarrollo Energético del estado José Ramón Silva Arizabalo y Alejandro Rodríguez Contreras, Secretario Técnico de la Secretaría de Desarrollo Energético Estatal; además de Ricardo Ortega, CEO de Oil & Gas Alliance y Janette Olivares, Directora de Operadores y Estados de Oil & Gas Alliance.

Durante su gestión, el gobernador de Tamaulipas, el Dr. Américo Villarreal Anaya, ha destacado que la expansión del puerto de Altamira y el desarrollo de infraestructuras relacionadas con el sector energético consolidan al estado que encabeza como una región clave para la conexión de mercados estratégicos. Como ejemplo está la inauguración del gasoducto en Reynosa, con una inversión de 2,980 millones de pesos, así como la planta de licuefacción de gas en las costas tamaulipecas, que busca exportar gas al mercado europeo.

José Ramón Silva resaltó la relevancia del Congreso Internacional de Energía Tamaulipas como una plataforma para atraer inversiones y fomentar la creación de oportunidades de negocio en el sector energético. Comentó: “este congreso permitirá a las empresas emergentes, grandes corporaciones y entidades gubernamentales establecer vínculos estratégicos para el desarrollo de proyectos”. Además, precisó que Tamaulipas fue el primer estado del país que certificó su programa sectorial de energía, y añadió: “Somos un estado rico en energía y ubicado estratégicamente para la logística nacional gracias, entre otras cosas, a los 18 cruces fronterizos, que facilitan y potencializan el fenómeno del nearshoring”. Además, dio la primicia de un segundo proyecto denominado: Desarrollo de Proveedores del Sector Energético del estado de Tamaulipas, y de las actividades de atracción de inversión a realizarse próximamente en China.

Ricardo Ortega, por su parte, expresó su entusiasmo por la realización del congreso, y sostuvo que “este es el momento para generar nuevas oportunidades y fortalecer alianzas estratégicas que impulsen la transición energética y el desarrollo de nuevas tecnologías en México”. Además, subrayó la importancia de Tamaulipas como un hub energético estratégico, indicando que el estado concentra el 63% de los recursos prospectivos del sector, lo que lo convierte en una región clave para la industria energética.

Durante la conferencia se ofreció un panorama detallado de las actividades que tendrán lugar durante los tres días del congreso. Entre ellas se destacó la realización de exposiciones y conferencias magistrales con la participación de expertos internacionales, quienes abordarán temas indispensables para el futuro de la industria energética. Además, se llevarán a cabo paneles de discusión sobre los principales retos y oportunidades que enfrenta el sector energético tanto en México como a nivel global.

Uno de los elementos centrales del congreso será la zona de networking, que permitirá a las empresas participantes crear alianzas estratégicas y atraer inversiones. Este espacio será clave para que compañías nacionales e internacionales puedan establecer contactos y fortalecer relaciones con otros actores relevantes de la industria, así como discutir posibles colaboraciones y proyectos en Tamaulipas.

Sobre el Programa de Desarrollo de Proveedores del Sector Energético de Tamaulipas, Alejandro Rodríguez puntualizó: “este proyecto tiene como objetivo impulsar un esquema integral y fortalecer la cadena de valor del sector energético en el estado de Tamaulipas; vamos a enfocarnos en desarrollar a las empresas tamaulipecas pero también están invitadas las empresas de todo el país, siempre y cuando tengan presencia en el estado”. Añadió que a través de esta iniciativa, en su primera fase, las empresas que podrán participar serán aquellas que presenten servicios a la industria de hidrocarburos, y posteriormente dicho programa se extenderá a toda la cadena de valor del sector energético. Lo anterior, sin costo alguno para las empresas.

La finalidad del programa es desarrollarlos para el cumplimiento de los requerimientos que las grandes operadoras de hidrocarburos tienen para la integración de su cadena de valor. Se comenzarán actividades de convocatoria para dichas empresas, el día 30 de octubre, por lo que pidió a las empresas y ciudadanía estar pendientes de las redes sociales de la SEDENER Tamaulipas para dar seguimiento a la información emitida al respecto y a los eventos que se llevarán a cabo en las ciudades de Reynosa, Victoria y el área metropolitana de Tampico, Madero y Altamira.

Durante su intervención, Janette Olivares dio a conocer que “llevaremos a cabo una gira por Asia, específicamente por China, para transformar el Puerto del Norte en un hub logístico de clase mundial, con base en inversiones para la expansión y modernización de los puertos. Asimismo, iremos con la misión de fomentar las inversiones en exploración y extracción de petróleo y gas, e incentivar la transferencia tecnológica y los servicios avanzados”.

Finalmente, la conferencia de prensa sirvió como una invitación para que empresas del sector y profesionales interesados en el futuro energético de México participen en el Congreso Internacional de Energía Tamaulipas 2025 y asimismo en el programa de Desarrollo de Proveedores del sector energético, que promete ser un punto de encuentro esencial para discutir el futuro de la energía, atraer inversiones, y generar nuevas oportunidades de negocio en uno de los sectores más dinámicos del país y para el estado. Todas estas actividades se encuentran alineadas a los Objetivos de Desarrollo Sostenible y a las líneas de acción del Programa Sectorial de Energía del Estado, acreditado por la Organización de Naciones Unidas.

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DAS Solar ha implementado con éxito un proyecto solar de 5 MW en Brasil en colaboración con MTR solar distribuidora y fabricante de equipamientos y estructuras para usina solar, un reconocido distribuidor de soluciones integrales para proyectos de generación distribuida (GD), y TR Energia, el instalador del proyecto. Este proyecto emblemático cuenta con los confiables módulos de tipo N de DAS Solar, lo que enfatiza aún más la presencia de la empresa en Brasil.

El mercado solar brasileño ha experimentado un crecimiento explosivo, con un aumento significativo en las instalaciones de generación distribuida. A partir de 2023, Brasil se ha convertido en uno de los principales mercados solares de América Latina, impulsado por políticas favorables, abundante luz solar y la necesidad de diversificar su combinación energética. Se espera que la adopción de instalaciones solares continúe aumentando, lo que contribuirá a los ambiciosos objetivos de energía renovable del país.

Actualmente, la energía solar de servicios públicos a pequeña escala está desempeñando un papel fundamental para convertir a Brasil en el mercado verde más grande de América Latina. Este crecimiento se alinea perfectamente con la estrategia de expansión global de DAS Solar, que tiene como objetivo respaldar el desarrollo de energía sostenible en mercados clave prósperos.

Ubicado en una de las regiones solares de Brasil en rápida expansión, el proyecto es un testimonio de la capacidad de DAS Solar para ofrecer soluciones energéticas confiables y de alta eficiencia adaptadas al mercado local. Los módulos tipo N de DAS Solar, conocidos por su rendimiento y durabilidad superiores, están diseñados para funcionar de manera eficiente en las diversas condiciones climáticas de Brasil, lo que garantiza la máxima generación de energía para proyectos residenciales y comerciales.

2024 marca el 50 aniversario de las relaciones diplomáticas entre China y Brasil.

China sigue siendo el socio comercial más importante de Brasil y, en los últimos años, ambas naciones han desarrollado una cooperación profunda y de amplio alcance en el sector solar. Como parte de esta creciente colaboración, DAS Solar ha obtenido la certificación INMETRO para sus módulos tipo N, un hito vital para ingresar al mercado brasileño. INMETRO, el Instituto Nacional de Metrología, Normalización y Calidad Industrial, es el organismo de certificación oficial de Brasil responsable de establecer estándares nacionales. Esta certificación no solo valida la alta calidad de los productos tipo N de DAS Solar, sino que también allana el camino para expandir la presencia de la empresa en Brasil.

Mientras tanto, a través de asociaciones con importantes distribuidores como MTR solar distribuidora e fabricante de equipamentos e estruturas para usina solar, DAS Solar ha desarrollado una red de ventas sistemática en todo Brasil. Esta red proporciona servicios localizados de instalación, desarrollo de proyectos, logística, almacenamiento, soporte técnico y servicio al cliente, asegurando que los clientes locales reciban un soporte oportuno y personalizado.

El éxito de DAS Solar en Brasil es parte de su estrategia de expansión global más amplia, que busca entregar módulos tipo N de alto rendimiento a los mercados de todo el mundo. La empresa ya ha establecido sólidas posiciones de mercado en Europa, Asia y América Latina al colaborar con distribuidores locales clave y ofrecer servicios de soporte integrales. A medida que DAS Solar continúa impulsando sus esfuerzos de internacionalización, su tecnología de vanguardia tipo N desempeñará un papel fundamental en la aceleración de la transición energética global.

De cara al futuro, DAS Solar planea profundizar su presencia global, aprovechando sus productos líderes en la industria para iluminar Brasil con energía verde. Al combinar soluciones solares innovadoras con experiencia local, DAS Solar no solo contribuye al desarrollo sostenible de Brasil, sino que también genera un impacto significativo en el panorama mundial de la energía limpia.

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Finalizó el megaevento Future Energy Summit (FES) Colombia 2024 en el prestigioso JW Marriott Hotel Bogotá, donde participaron más de 500 líderes del sector, que intercambiaron conocimientos sobre las innovaciones y oportunidades de mercado de las energías renovables. 

La última jornada se inauguró con la participación del viceministro de Energía de Colombia, Javier Campillo, quien luego de una entrevista respondió preguntas de empresarios, donde vaticinó que al finalizar el 2026 Colombia podría contar con  5 GW de nueva capacidad renovable instalada, es decir, al final del mandato. Se trata de 1 GW menos del que se propuso el propio Gustavo Petro.

“La meta de este gobierno comenzó con 2 GW, la ampliamos a 6 GW al ver la necesidad de la complementariedad y el incremento de demanda esperado que nos apoyará a descarbonizar los sectores de transporte. Pero con la tendencia, logramos acelerar procesos burocráticos y estimamos que, al final del gobierno estaremos cerca a 5 GW de nueva potencia”, aseguró durante la conversación destacada.

“De todas formas, estamos trabajando en planes que permitan llegar a los 6 GW, pero los retos son importantes. Por ejemplo, hay proyectos renovables que entran en áreas de exploración de hidrocarburos y gas natural, o parques sin construirse dentro de las fechas previstas que toman capacidad, dejando en espera a otros que tienen el apetito e interés de instalarse”, agregó. 

Campillo aseguró que desde el gobierno se encuentran en una etapa de análisis caso por caso de los proyectos demorados, ya sea para dar carta blanca y perdonar aquellos parques que no tienen interés de continuar (sin ejecutar la garantía), en pos de liberar espacio para nuevos emprendimientos. 

Es decir que se buscan herramientas que brinde mayor seguridad jurídica para las empresas, pero que estimule el mercado para que la asignación del punto de conexión sea una responsabilidad y compromiso de quien ejecuta el proyecto. 

En esa línea, el funcionario adelantó que el año que viene se podrían venir cambios en la resolución 075, la cual le da un marco a los proyectos para que sean asignados a la red eléctrica.

Regulaciones en almacenamiento

Hay análisis que indican que Colombia tendría estrechez de gas natural para la generación de energía eléctrica en los próximos años y, en consecuencia, necesitaría de potencia firme para abastecer el consumo energético. 

Por lo que, ante la duda de los empresarios, el viceministro de Energía respondió que ya están evaluando políticas para vincular sistemas de almacenamiento a proyectos ERNC, que permitan para suplir la oferta de gas natural a partir de dicha alternativa tecnológica. 

“Dentro de la Misión Transmisión se contemplan sistemas de almacenamiento a gran escala. Si bien es la primera vez estamos analizando cuál será el mecanismo más eficiente para la remuneración del storage, si por servicio complementario para la red o por entregar energía. Y en el caso de las plantas solares, también evaluamos mecanismos diferenciales que entreguen un reconocimiento adicional cuando aporten mayor firmeza, asociada a sistemas de almacenamiento en baterías”, adelantó Campillo. 

“Incluso, vemos un gran potencial de que en los 20 GW asignados en puntos de conexión, 14 GW serán solares. Y para garantizar que no se convierta en un impacto en la curva energética, buscamos poder contar con sistemas que compensen y eviten sobrecostos en la generación. Sumado a que evaluamos un mecanismo de complementariedad con energía eólica, porque nos permite garantizar una operación más estable del sistema”, agregó frente grandes líderes de la industria.  

¿Futuras licitaciones? 

El viceministro de Energía de Colombia fue consultado sobre la continuidad de las subastas de largo plazo que permitan contratar más renovables en el país y cómo los cambios previstos por la actual gestión podrían jugar para atraer más inversiones en la materia. 

Tal es así que dejó la puerta abierta a futuros procesos licitatorios, aunque con un cambio de esquema en el cual se diferencien y subasten bloques por regiones, tras un mapeo de activos ambientales que trabaja el gobierno para identificar zonas ideales para proyectos renovables.

“Estamos cambiando la ecuación para que el gobierno entregue las zonas, similar a la ronda de asignación de energía eólica costa afuera y determinar dónde se pueden instalar, construir y poner en funcionamiento los proyectos. En el esquema de subasta previo dejamos abierto y hoy nos encontramos con empresas que organizaron sus ofertas en zonas de exploración de hidrocarburos o protegidas ambientalmente”, indicó Campillo. 

“Por ende, queremos que haya pre-factibilidad social y ambiental para que cuando se lance una subasta, los desarrolladores e inversionistas se puedan concentrar en su misión de desarrollar la ingeniería que permita hacer la transformación energética y no dejarles la tarea compleja de entender del territorio”, añadió durante su conversación destacada en FES Colombia. 

La autoridad reconoció el interés de implementarlo a partir del próximo año, pero aclaró que el par de meses que demore en mejorar la reconfiguración de las subastas de largo plazo, podrá ahorrar años para que los proyectos entren más rápidamente en operación. 

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile aprobó el informe final de licitaciones 2024, que establece las bases para la siguiente licitación de suministro de energía para clientes regulados y aporta previsiones de cara a los próximos años. 

“Resulta necesario realizar una licitación de corto plazo para cubrir las necesidades de suministro de los años 2027, 2028 y 2029”, indica el reporte. 

Es por ello que la Comisión propone que el año que viene se licite un volumen de 2000 GWh/año para atender al mercado regulado, cuyo inicio de suministro comience justamente a partir del 2027.

Esto significa que, de mantenerse dicho valor, será casi la mitad de lo adjudicado en la última convocatoria de esta índole (3600 GWh entre dos bloques), en la cual también hubo un magro número de proponentes, a tal punto que fue la licitación de suministro con menor cantidad de participantes desde el 2013 (ese año hubo 2 interesados y finalmente se declaró desierta).

Pero la CNE aclara que existen requerimientos netos de energía para el período 2027 – 2029 ante la falta de cobertura de lo ya instalado y, en consecuencia, señala que resulta necesario llevar adelante más llamados a corto plazo.

Por ende, el reporte también incluye otros 20500 GWh que se deberán subastar en seis procesos diferentes entre 2026 y 2028, a fin de que los proyectos adjudicados entren en operación y entreguen su energía comprometida a partir de 2029 en adelante:

• Licitación 2026:
  • 1300 GWh/año para abastecer la demanda desde 2029 
  • 1000 GWh/año a suministrar a partir del 2030
  • 3400 GWh/año a partir del 2031
• Licitación 2027
  • 1800 GWh/año desde 2032
  • 7000 GWh/año desde 2033
• Licitación 2028
  • 6000 GWh/año con inicio en 2034

Aunque cabe aclarar que los montos de energía señalados corresponden a la componente base (CB) del bloque de suministro licitado, sin considerar la componente variable (CV) que se adicione para conformar el Bloque de Suministro total, en conformidad a lo señalado en el artículo 32 del Reglamento de Licitaciones.

“Mientras que para las necesidades de suministro requeridas a partir de 2029, las mismas podrían ser licitadas en un mismo proceso en el cual se incluyan necesidades de suministro de largo plazo, de forma tal que el volumen a licitar como la antelación respecto al inicio de suministro, contribuyan a generar condiciones de competencia requeridas para estos procesos”, añade el informe. 

Asimismo, las licitaciones deberán promover la participación de distintos medios y capacidad de generación, así como flexibilidad al sistema. Y podrán contemplarse más mecanismos de evaluación de riesgo y eficiencia que enfrentan ofertas de nuevos proyectos con respecto de aquellos ya existentes. 

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La Empresa de Pesquisa Energética (EPE) de Brasil publicó una nueva nota técnica que evalúa la capacidad del sistema de transmisión en la región Nordeste para soportar la conexión de grandes cargas/consumidores al sistema de transmisión, ya sea para la expansión del mercado del hidrógeno, o, por ejemplo, datacenters 

La entidad evaluó el margen para la integración de H2 a lo largo de 8 puntos de interconexión en 500 kV (Parnaíba III, Pecém III, João Câmara III, João Pessoa II, Suape II, Messias, Porto Sergipe y Camaçari II), en base al historial de protocolos de acceso de los consumidores gratuitos a la Red Básica registrados en el MME y para los estados en los que aún no ha habido ninguna solicitud de acceso

Y a partir del análisis, estimó que la región posee un margen agregado total que oscila entre 3,9 GW de capacidad en el escenario inferior y hasta 8,35 GW en el escenario superior.

Esto significa que la zona nordeste de Brasil ya cuenta con capacidad para conectar grandes cargas, suficientes para iniciar el desarrollo de proyectos de producción de hidrógeno; aunque el volumen volumen de energía ya demandado por las centrales de gran escala, por lo que se requerirá una planificación adicional para ampliar la infraestructura de transmisión en el estado y garantizar un servicio adecuado a esta creciente demanda.

Incluso, la propia EPE avanza en la plan de ampliación del sistema de transmisión transmisión a partir de un pedido del Ministerio de Minas y Energía (MME), a fin de reconocer las obras necesarias para afrontar el crecimiento del mercado durante los próximos diez años

Dicho programa contempla la realización de 30 estudios en todas las regiones de Brasil (11 comenzaron en 2023 y 19 durante el 2024), con la particularidad es que por primera vez se incluyó una línea dedicada a la inserción de cargas de H2V.

¿Qué área es la más favorable?

Pecém III (estado de Ceará) resulta uno de los puntos estratégicos con mayores proyecciones, dada su cercanía al Complejo Industrial y Portuario de Pecém (CIPP), a tal punto que los márgenes de conexión rondarían entre 2300 MW y los 2600 MW dependiendo de las condiciones de operación. . 

Pero si ese PDI en 500 kV se combina con otras subestaciones eléctricas, como Parnaíba III y João Câmara III, la capacidad de transporte disponible a dúo podría aumentar a un intervalo de 4050 MW hasta casi 6000 MW, según la S/E y líneas de transmisión intervenidas. 

“Cabe señalar que los datos son prospectivos y deben analizarse con cautela. Por ejemplo, no se puede obtener el margen total de 2 o más autobuses simplemente sumando los márgenes individuales de cada autobús. Además, la carga conjunta máxima que se puede cumplir para un par de barras depende de una combinación de carga específica entre las dos barras”, aclara el documento.

“Además, el cambio de premisas del estudio, como el acceso de nuevos generadores, crecimiento de la micro y mini generación distribuida, modificaciones en la topología de la red por la entrada de nuevas obras de transmisión y en las previsiones de carga, pueden llevar a resultados muy diferentes en la fase de desarrollo de la solicitud de acceso”, complementa.

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El Proyecto Kahirós se presentó en un evento que se desarrolló el 30 de octubre en el LATU. Se trata de una iniciativa integral que generará energía renovable para la producción de hidrógeno verde a partir de 2026. Este hidrógeno será consumido por camiones de carga pesada de la cadena logística-forestal uruguaya.

Kahirós se instalará en Fray Bentos y sus impulsores explicaron que será la primera planta de hidrógeno verde que operará en Uruguay. Su inversor es el Grupo Santander y su cliente es Montes del Plata, empresa que utilizará el hidrógeno verde en sus camiones de carga pesada. Los socios de la iniciativa son Fidocar (movilidad sostenible), Fraylog (uno de los principales transportistas para Montes del Plata y otras empresas) y Ventus (especializada en el área de las energías renovables).

El proyecto incluirá la construcción de 8000 paneles solares. Gracias a esta energía, se podrá producir el hidrógeno verde. Además, se construirá un electrolizador de 2 MW de potencia, con el que se separará el hidrógeno del oxígeno. La producción será de 36 kilos de hidrógeno por hora. La tercera parte del proyecto es una hidrolinera, que toma el hidrógeno y lo comprime, lo que permitirá cargar los camiones con tecnología innovadora y los más altos estándares de seguridad. La carga en los seis camiones de la flota —de última generación— será de 68 kilos de hidrógeno en menos de 30 minutos. La autonomía de esta flota es superior a los 700 km y se podrán transportar cargas de hasta 48 toneladas.

En su primera etapa, Kahirós producirá 77 toneladas anuales de hidrógeno verde y consumirá 7,2 GW de energía anuales, usando 4200 litros de agua diarios que se devolverán al ambiente en forma de vapor. Las autoridades del proyecto compararon este consumo con el equivalente a menos de 10 hogares por día. El ahorro anual de emisiones de CO2 previsto es de 870 toneladas.

En la actividad de lanzamiento expusieron la ministra de Industria, Energía y Minería, Elisa Facio; el country head del Grupo Santander, Gustavo Trelles; y el project manager de Kahirós, Andrés Ferrer. También participaron otras autoridades, entre ellas el canciller Omar Paganini, quien ocupaba la titularidad del Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) cuando el proyecto comenzó a gestarse.

Hacia la economía del hidrógeno

En su exposición, la ministra Facio dijo que Kahirós es un “nuevo hito en el desarrollo de la industria del hidrógeno verde y sus derivados”, y destacó que se encuentra “alineado con la visión planteada en nuestra hoja de ruta”.

“El proyecto Kahirós resulta estratégico, ya que se enfoca en descarbonizar sectores donde la reducción de emisiones es muy desafiante, como lo es el transporte pesado. Además, apunta al mercado local en sectores tan relevantes como el forestal y la industria de producción de pasta de celulosa”, afirmó.

Facio recordó que Uruguay avanza hacia su segunda transición energética, “desarrollando la economía del hidrógeno verde, tanto para el mercado local como para la exportación”, la apuesta a la economía del hidrógeno verde es una estrategia de desarrollo integrado, “que apunta a un crecimiento territorialmente equilibrado y complementa otras actividades nacionales”.

Aclaró que está política se sostiene en cuatro pilares, el primero es el desarrollo y agregado de valor local. “Por esta razón se está trabajando en impulsar la generación de capacidades, a través de distintas acciones en el territorio”, señaló. “La generación de empleo tanto directo como indirecto será descentralizada de Montevideo”, por lo que generará nuevas oportunidades en el interior del país, agregó.

El segundo pilar es el compromiso con la sostenibilidad ambiental. “Todos los proyectos del hidrógeno deben cumplir con las regulaciones ambientales nacionales y con los estándares internacionales”, explicó. En particular, Kahirós ya cuenta con la autorización ambiental del Ministerio de Ambiente para avanzar en su instalación.

Facio dijo que, como tercer pilar, se encuentra “el rol del Estado es de promoción y supervisión”. “Debemos tener una planificación coordinada con todos los actores nacionales, la academia, la sociedad civil y el sector privado”, lo que incluye aspectos como la infraestructura y “un estricto control del uso de nuestros recursos”, indicó.

Finalmente, el cuarto pilar consiste en “mantener un diálogo ciudadano fluido, de forma de poder incorporar opiniones, preocupaciones y aportes, así como proporcionar adecuada información y conocimiento para aclarar dudas y aportar formación directamente en el lugar”, dijo la secretaria de Estado, que aclaró que el consumo de agua será “insignificante” respecto al de otras actividades productivas y al del consumo doméstico.

Por su parte, los representantes del proyecto destacaron que el proyecto es integral y que es el primero vinculado con el transporte carretero en toda América Latina. Todas las empresas vinculadas en la iniciativa son uruguayas, destacaron.

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LONGi ha anunciado el mantenimiento de su calificación AAA en las calificaciones de bancabilidad PV ModuleTech del tercer trimestre de 2024 de PV-Tech, marcando el 19º trimestre consecutivo de la compañía en este nivel superior y subrayando su compromiso a largo plazo con la calidad, la innovación, la estabilidad financiera y el liderazgo en la industria fotovoltaica.

Las calificaciones de financiabilidad de PV ModuleTech se derivan de un exhaustivo proceso de evaluación que examina a los fabricantes en varias dimensiones críticas, como la solidez de la cadena de valor, la capacidad de producción, los perfiles de envíos globales, el gasto de capital (capex), la inversión en I+D y la gestión del flujo de caja. La constante calificación AAA de LONGi refleja no sólo sus sólidas métricas operativas, sino también su dedicación al avance de la tecnología solar.

La empresa no deja de innovar, y recientemente ha presentado productos revolucionarios, como el Hi-MO X10, que incorpora la tecnología de celdas HPBC 2.0, y ha realizado avances significativos en la tecnología de obleas y celdas de silicio. Estos avances ponen de relieve el interés de la empresa por mejorar la eficiencia y confiabilidad de sus productos para satisfacer las necesidades cambiantes de los mercados energéticos mundiales.

El éxito continuado de LONGi es un testimonio de la confianza y el reconocimiento que se ha ganado de las partes interesadas en el panorama fotovoltaico mundial. La empresa sigue esforzándose por adaptarse a los cambios del mercado y ofrecer un valor inigualable a sus clientes y socios.

De cara al futuro, LONGi sigue centrada en su misión de “aprovechar al máximo la energía solar para construir un mundo verde”, redoblando sus esfuerzos en innovación tecnológica y desarrollo de soluciones energéticas sostenibles.

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CAF– banco de desarrollo de América Latina y el Caribe y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) se complacen en anunciar la firma de un Convenio de Cooperación Técnica de dólares para impulsar la integración energética en los países del MERCOSUR, Bolivia y Chile. Este acuerdo, que consolida la colaboración entre ambas instituciones, tiene como objetivo contribuir a la transición energética justa a partir del aprovechamiento de los recursos gasíferos mediante la optimización y expansión de la infraestructura de transporte de gas natural.

Desafíos actuales y futuros en la región

En las últimas décadas, el panorama energético ha evolucionado con la incorporación de nuevas fuentes de aprovisionamiento y tecnología de regasificación de gas natural licuado (GNL) en Chile, Argentina y Brasil. El desarrollo de yacimientos no convencionales, como la formación de Vaca Muerta en Argentina, y el impulso de recursos hidrocarburíferos en aguas profundas de Brasil, han abierto nuevas oportunidades y retos en el sector energético. Además, a partir de los años 2000, el desarrollo mundial del mercado de GNL impulsó en la región la instalación de plantas de regasificación en Chile, Argentina y Brasil para asegurar un suministro energético constante.

«La integración energética regional es un pilar fundamental para el desarrollo sostenible de América Latina. Esta alianza con OLADE nos permite aunar esfuerzos para crear una red energética más robusta y eficiente que beneficie a todos los países involucrados», señaló Antonio Silveira, gerente de Infraestructura Física y Transformación Digital de CAF.

Por su parte, el secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) destacó: «En OLADE, nos enorgullece formalizar este convenio de cooperación con CAF. Esta alianza estratégica marca un hito en nuestro compromiso de impulsar la integración energética en los países del MERCOSUR, Bolivia y Chile. Este acuerdo no solo fortalece nuestra colaboración interinstitucional, sino que también subraya nuestra visión compartida de avanzar hacia una transición energética justa y sostenible.»

El proyecto de integración gasífera regional impulsado por CAF y OLADE buscará la creación de un balance de gas regional que optimice el uso de la infraestructura existente y proyectada. Además, se trabajará en escenarios de convergencia regulatoria que permitan una planificación estratégica adecuada a las necesidades energéticas y económicas de cada país, con el fin de superar las barreras históricas y avanzar hacia una integración más equitativa e inclusiva, que permita a todos los países de la región beneficiarse de una red energética eficiente y segura.

El trabajo se dividirá en 5 fases, cada una de las cuales culminará con una instancia presencial de validación y consenso por parte de los actores relevantes: (i) revisión y consolidación de estudios disponibles, (ii) elaboración de proyección de oferta y demanda, (iii) optimización de la infraestructura existente, (iv) optimización con nuevas infraestructuras y (v) elaboración de perfiles de proyecto.

«Este convenio marca un hito en nuestro compromiso con una transición energética justa e inclusiva. El gas natural jugará un papel crucial como energía de transición, permitiendo reducir emisiones mientras aseguramos el acceso a energía confiable y asequible para todos», destacó Jorge Srur, Gerente Regional Sur de CAF.

La firma del convenio tuvo lugar en Asunción, Paraguay, en el marco de la IX Semana de la Energía, encuentro que reúne a los principales actores energéticos regionales para discutir los desafíos y oportunidades en la transformación del sector.

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Naturgy ha confirmado que no incursionará en el mercado de instalación de paneles solares, enfocando sus esfuerzos en la mejora del servicio eléctrico. Esta postura fue anunciada a la Cámara Panameña de Energía Solar, que participa activamente en el desarrollo y expansión de la energía solar en el país.

Con 4,400 instalaciones fotovoltaicas registradas a la fecha, de las cuales 2,863 están conectadas a la red a través de Naturgy, Panamá sigue avanzando hacia un futuro energético más limpio.

Naturgy informó que, en lugar de competir en la instalación de sistemas solares, se ha enfocado en un proyecto piloto de medidores inteligentes en Panamá Oeste, destinado a optimizar el control del consumo energético y mejorar la calidad en el servicio eléctrico del país.

Juan Andrés Navarro, Presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar, destacó la importancia de que las distribuidoras se mantengan en su rol de facilitadoras y no entren en competencia con las empresas del sector solar.

«La competencia justa es clave para que el sector fotovoltaico continúe creciendo en Panamá,» afirmó Navarro.

Desde el pasado mes de abril, la Autoridad de Protección al Consumidor y Defensa de la Competencia (Acodeco) mantiene una investigación por presunta práctica monopolística en el sector energético, por supuestamente dificultar la libre competencia en la instalación de paneles solares​ por parte de una Distribuidora Eléctrica.

​La Cámara Panameña de Energía Solar sigue comprometida en trabajar con las autoridades para asegurar un entorno de competencia equitativa que permita el desarrollo sostenible del sector.

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La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) recibió 31 solicitudes de prioridad de despacho en la convocatoria del tercer trimestre 2024 del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) de Argentina. 

A pesar de la magra capacidad de transporte disponible, los proyectos presentados solicitaron un mínimo a adjudicar de 821,5 MW hasta 1639,03 MW, pero si se tiene en cuenta toda la potencia de las centrales, la cifra se eleva hasta 2639,03 MW. 

Ello se debe a que algunos parques ya poseen un porcentaje de su potencia con prioridad de despacho en otras convocatorias del MATER y se vuelven a presentar para intentar lograr la asignación de la capacidad remanente.

De la totalidad de las solicitudes, 30 participan en el MATER Pleno (sin restricciones o limitaciones circunstanciales para inyectar energía) y 25 lo hacen a través del mecanismo Referencial A (curtailment de hasta 8% de la energía anual característica en las condiciones previstas de operación), dado que algunas compiten en ambos procesos.

Además, casi todos los parques se disputan la adjudicación en el corredor Centro – Cuyo – Noroeste Argentino y seguramente casi todos ellos irán a desempate por factor de mayoración, dado que dicha área sólo posee 45 MW disponibles para el MATER Pleno  bajo la limitación 6 [MW] del Anexo 3.2 de CAMMESA.

La excepción a la regla es la central eólica Cerro Policía (150 MW totales) presentada para exportar en la región de Comahue, que posee 88 MW disponibles bajo la limitación mencionada. 

Dicho proyecto pertenece a la firma Eólica Rionegrina SA, integrada por INVAP y la transportista Transcomahue S.A, y abriría las puertas al plan de hidrógeno verde que tiene la multinacional Fortescue en la provincia de Río Negro en el área cedida por el Estado rionegrino de 34 km2.

¿Cómo se reparten por tecnología? 

Al igual que en los últimos llamados de esta índole, los proyectos fotovoltaicos otra vez predominan con 28 solicitudes que totalizan 1586,03 MW de potencia máxima pedida para adjudicar (mínimo de 733,5 MW). 

La particularidad es que sólo uno de esos emprendimientos contempla expansión de las redes de transmisión eléctrica nacional. Puntualmente, Genneia presentó el parque solar Mendoza Sur junto a la construcción de un nuevo transformador 500/220/33 kV en la estación transformadora Río Diamante y la vinculación con la línea de extra alta tensión en 500 kV Embalse – Alma Fuerte.

Mientras que los tres proyectos eólicos que ocuparon las 3 peticiones restantes, pidieron entre 88 MW y 98 MW de prioridad de despacho para abastecer a los grandes usuarios del sistema a través de contratos entre privados, y los mismo se detallan a continuación:

• PE Levalle I y II, de YPF Luz, con un máximo asignable 10 MW (los parques suman 155 MW de capacidad total)
• PE Cerro Policía, de Eólica Rionegrina, por 88 MW adjudicables (150 MW total)

Próximos pasos

El día jueves 14 de noviembre de 2024, CAMMESA informará los proyectos que requieran realizar un desempate en el proceso de asignación de prioridad de despacho por capacidad de transporte insuficiente, que se hará una semana más tarde (21/11).

Mientras que la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA informará los ganadores de este llamado del MATER el lunes 25 de noviembre. Por lo que los titulares de las centrales vencedoras tendrán hasta el 12 de diciembre para abonar la reserva de la adjudicación de prioridad de despacho. 

MATER T3-2024 – Solicitudes de Prioridad Presentadas v1.xlsx – MATER T3-2024

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Se acerca el Mercado de Balance de Potencia 2025 (año de producción 2024) y todos los participantes están buscando información que los lleve a tomar la mejor decisión para potenciar sus negocios en la próxima temporada.

De acuerdo con Admonitor, el mercado está “muy álgido” y han aumentado las consultas vinculadas a sus informes del precio de potencia y pronóstico de Horas Críticas para el año entrante. “Es uno de los productos que nos están solicitando con más recurrencia”, confiaron.

Si bien año a año, en estas fechas, los generadores buscan anticiparse aplicando fórmulas conocidas para estimarlos, un factor determinante en el valor neto aún es desconocido. En concreto, analistas de Admonitor advierten que la incertidumbre radica en “las garantías que deben entregar los participantes y que van a afectar sobre el precio neto de potencia”.

La experiencia de años anteriores refleja que el manejo de las garantías puede impactar el mercado de maneras significativas. En conversación con Energía Estratégica, un consultor de Admonitor relató que, el año pasado, un participante incumplió con la entrega de garantías, lo que resultó en una alteración del valor en el mercado.

Para el año en curso, la situación no parece ser más sencilla. Los generadores, al tener altos precios de potencia, habrían elevado sus estimaciones por encima de la realidad, lo cual, según el consultor, implica que los suministradores quedan expuestos al precio de mercado.

Este escenario obliga a los participantes a respaldar su posición con garantías que pueden ascender hasta los 50 millones de pesos, un monto que resulta inviable para algunos actores del mercado.

“Al no poner esas garantías, te sacan de la ejecución del mercado, mueves las curvas y modificas el precio del mercado”, advirtió el especialista.

Impacto en generadoras renovables

El mercado de balance de potencia también tiene implicaciones específicas para las generadoras de energía renovable, las cuales están más expuestas a la volatilidad del mercado debido a su naturaleza intermitente.

Según el analista, “a la generación firme le juega todo a favor”, ya que les permite negociar con seguridad sus capacidades firmes en el mercado, proporcionando certidumbre sobre sus liquidaciones.

Sin embargo, “para los renovables, como tienen una variabilidad a lo largo del año, están completamente expuestos a dónde van a caer las horas críticas”, lo que los deja en una posición vulnerable, especialmente en momentos en los que no cumplen con sus obligaciones en las horas críticas y deben adquirir potencia de generadores firmes para cumplir con compromisos previos.

“Un caso puntual es el caso de las renovables de las subastas de largo plazo, tienen comprometida cierta potencia y si no estuvieron generando en las zonas críticas, tienen que cumplir con ese compromiso comprando potencia a otros generadores firmes”, detalló el consultor.

Esta incertidumbre, especialmente para las generadoras renovables, refuerza la necesidad de contar con asesoría especializada y análisis de mercado detallados, para tomar decisiones informadas y prevenir posibles sanciones o exposiciones financieras inesperadas.

Derivado de ello, ¿cuáles son las opciones para mitigar riesgos? Siguiendo el análisis de Admonitor, una alternativa es protegerse con la comercialización hoy firmando PPAs en lo que queda de este mes y el siguiente; o bien, ir preparando las garantías financieras requeridas por el CENACE para evitar caer en incumplimientos que acarreen sanciones definidas en el marco regulatorio.

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La Corporación de Fomento de la Producción (CORFO) de Chile ultima detalles para el lanzamiento de sus nuevos programas de financiamiento dirigidos a proyectos de hidrógeno verde, con el objetivo de fortalecer el desarrollo de esta industria. 

Carlos Berner, gerente de Financiamiento CORFO, detalló que el lanzamiento de estos programas está previsto para diciembre de este año, con la expectativa de que comiencen sus operaciones en enero de 2025.

El programa financiero, también conocido como Facility H2V Chile, se implementa desde hace tiempo en el país está respaldado por una alianza entre CORFO y diversas entidades financieras internacionales, como el BID, WB, BEI, KfW, CAF y la Unión Europea, por las cuales fue posible tomar cerca de USD 1000 millones para su puesta en marcha. 

“Hemos mejorado los programas actuales de CORFO hacia hidrógeno verde, sobre todo a segundo piso, de modo que estamos desarrollando los nuevos programas de créditos y cobertura de H2V y esperamos abrirlos en diciembre de este año y pensar sus operaciones a partir de enero 2025”, indicó Berner durante un webinar.

Los objetivos de este programa son claros: reducir los costos y las cargas financieras mediante créditos concesionales, además de mitigar los riesgos inherentes a la industria, sobre todo aquellos relacionados con la tecnología y el rendimiento de los proyectos. 

«El principal riesgo es tecnológico, y lo abordamos a través de productos de deuda y cobertura», puntualizó Berner. Y aunque CORFO no puede participar aportando equity, sí utiliza herramientas tradicionales de financiamiento, como los créditos de inversión y las líneas de reserva de deuda.

Además, se han incluido dos elementos centrales para garantizar la viabilidad financiera: una línea de liquidez para cubrir problemas técnicos temporales y otra para abordar problemas estructurales, lo que permite que los emprendimientos reciban financiamiento en caso de dificultades. 

«Estamos haciendo créditos de inversión tradicionales y coberturas corporativas, ambas en segundo piso», aseveró el gerente de Financiamiento de la entidad, lo que implica que se presta a intermediarios financieros para solventar la inversión.

“Pensamos en proyectos bastante grandes, de niveles de exposición de hasta USD 100.000.000 por emprendimiento y esperamos abrir nuevos mecanismos en lo que resta del año”, añadió durante el evento organizado por la Asociación Latinoamericana de Instituciones Financieras para el Desarrollo (ALIDE). 

De ese modo, la Corporación de Fomento de la Producción también espera mejorar los programas actuales para alinearlos más con las necesidades del sector, lo que incluye el propio lanzamiento de nuevas líneas y mecanismos tal como lo hicieron en anteriores oportunidades. 

Y cabe recordar que, a fines de 2021, CORFO adjudicó seis propuestas de las doce presentadas en la primera convocatoria para desarrollar plantas de producción de hidrógeno verde en Chile. Los proyectos seleccionados incluyen a Enel Green Power, Linde GmbH, Engie, Air Liquide, GNL Quintero y CAP SA, con una inversión combinada cercana a los USD 1.000 millones. 

Centrales que tenían la intención de producir más de 45.000 toneladas de hidrógeno verde al año, lo que reduciría en más de 600.000 toneladas las emisiones de CO2 anuales.

Por lo que el próximo paso de CORFO es perfeccionar los programas de créditos y coberturas específicos a partir de la experiencia recabada en los últimos años y que esas convocatorias estén operativos en enero de 2025.

“Hemos mejorado los programas actuales para apoyar el sector del hidrógeno verde, y con los nuevos mecanismos esperamos facilitar aún más el acceso a financiamiento para proyectos de gran escala», subrayó. 

La entrada CORFO ultima detalles de nuevos programas de financiamiento de proyectos de hidrógeno verde se publicó primero en Energía Estratégica.

El Programa de Acceso a Capital Energético de Puerto Rico (PRECAP), liderado por la Fundación Borincana, hace un nuevo llamado a interesados en estructurar proyectos de energías renovables antes de solicitar fondos del Departamento de la Vivienda en el marco del Programa para la Estabilidad Agroenergética.

Pequeños negocios, agroempresas y agricultores bona fide pueden solicitar asesoramiento gratuito de PRECAP para encaminar su acceso a subvenciones de nuevos sistemas de energía solar y baterías.

Hay muchas oportunidades de adquirir financiamiento. El  Programa para la Estabilidad Agroenergética, impulsado por fondos de mitigación CDBG-MIT, dispone de 75 millones de dólares destinados a fomentar la eficiencia energética en el campo.

Los proyectos seleccionados podrán cubrir hasta el 100% del consumo energético anual de las operaciones agrícolas, con subvenciones que oscilan entre $50,000 y $250,000, según las necesidades de cada propuesta.

“Nosotros en PRECAP lo que buscamos es apoyar a pequeños negocios, en este caso a agricultores bona fide, en el proceso de solicitud”, explicó Javier Vélez Roth, asociado de PRECAP, durante un webinar organizado por la Fundación Borincana.

Mentoría personalizada y gratuita

El acceso al programa PRECAP, que opera con fondos CDBG DR, es completamente gratuito. Uno de los aspectos más destacados es la personalización de la mentoría, que ayuda a los participantes a desarrollar un conocimiento profundo sobre su sistema de generación y almacenamiento.

Vélez Roth explicó que “entre los beneficios del programa está conocer y entender su proyecto energético, organizándose con un documento que proveemos que se llama organigrama”. Este organigrama permite a los solicitantes visualizar las diferentes partes interesadas en su proyecto y cómo interactúan para alcanzar los objetivos energéticos.

Además, PRECAP apoya a los participantes con herramientas claves como el registro de riesgos, un documento que permite identificar posibles obstáculos y establecer estrategias para mitigarlos. Otro recurso fundamental es el acta de constitución o Project Charter, que sirve como un resumen detallado del proyecto a largo plazo y ayuda a los participantes a proyectar el progreso de sus iniciativas.

Un enfoque integral para pequeños negocios

La misión de PRECAP va más allá de encaminar a proyectos a un financiamiento, ya que el programa brinda una incubadora integral que incluye mentoría, consultoría y asesoramiento técnico especializado para preparar a los solicitantes.

Según Vélez Roth, el objetivo final es que los participantes puedan “no solamente conseguir esta subvención, sino también la operación correcta del proyecto energético”.

La Fundación Borincana no es un actor nuevo en el ámbito energético. Hasta la fecha, mediante PRECAP ha apoyado a 28 proyectos de pequeños negocios y comunidades a lo largo de Puerto Rico, ayudándolos a obtener acceso al capital necesario para sus planes de infraestructura energética. Pero esto no sería todo.

La Fundación también ofrece análisis energéticos preliminares a través de su programa hermano, Grupo ASI (Analítica Solar Independiente). Este servicio gratuito permite a los participantes visualizar el tamaño de su sistema fotovoltaico, cómo será instalado y estimar los costos. Vélez Roth subrayó la importancia de este servicio, mencionando que “con este análisis lo podemos ayudar a recibir esas tres cotizaciones de instaladores certificados por el Departamento de Vivienda”.

Los interesados en este tipo de asesorías y mentorías pueden completar su solicitud en la web de Fundación Borincana, donde encontrarán los distintos programas que ofrecen y los requisitos para cada cual.

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Panamá y Colombia han decidido retomar el proyecto de Interconexión Eléctrica binacional, un paso fundamental para la integración energética de América Latina.

En el marco de la IX Semana de la Energía de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), el Ministro de Energía y Minas de Colombia, Omar Camacho, y el Secretario de Energía de Panamá, Juan Manuel Urriola, acordaron realizar en diciembre una reunión binacional que congregará a las entidades clave para reactivar esta conexión estratégica y definir un plan de acción concreto.

Este es un proyecto binacional que involucrará a los Ministerios de Energía, Relaciones Exteriores y Ambiente de ambos países, así como a la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) en Panamá y a las Empresas Nacionales responsables de su ejecución: ETESA por Panamá e ISA por Colombia.

La colaboración entre estas entidades y organismos busca asegurar un desarrollo coordinado de la interconexión, estableciendo el marco regulatorio y ambiental necesario para impulsar la conexión energética en la región, con miras a convertirla en un modelo de cooperación y sostenibilidad.

La interconexión representa una oportunidad decisiva para fortalecer el Mercado Energético Panameño y Colombiano, permitiendo a ambos países una mayor seguridad de suministro y facilitando el intercambio energético en ambas direcciones.

Este proyecto, que durante años enfrentó retrasos, ahora se retoma con el objetivo de aprovechar las ventajas de una infraestructura compartida y avanzar hacia una matriz energética más sostenible y diversificada.

La interconexión no solo promete beneficios bilaterales, sino que es un paso significativo hacia un mercado energético interconectado en América Latina. Con una infraestructura que permita responder a fluctuaciones en la demanda y emergencias, la región podrá optimizar sus recursos energéticos, reduciendo su dependencia de combustibles fósiles y avanzando hacia los compromisos de sostenibilidad.

El relanzamiento de este proyecto responde también a una visión estratégica compartida entre los presidentes Gustavo Petro y José Raúl Mulino, quienes discutieron la importancia de esta interconexión como un pilar para la cooperación energética entre sus naciones durante la toma de posesión de Mulino.

Con el respaldo de OLADE y el compromiso de ambos gobiernos, la Interconexión entre Panamá y Colombia no solo busca mejorar la infraestructura energética de cada país, sino también consolidar una visión de integración que fortalezca el desarrollo y la estabilidad energética en América Latina.

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Enel Colombia reafirma su contribución al desarrollo del sector energético, así como de los territorios y las comunidades de las áreas de influencia en los que opera en Colombia y Centroamérica, dándole continuidad al robusto plan de inversiones, que en lo corrido de 2024 ha superado los $1,33 billones de pesos. Además de enfocar los esfuerzos para robustecer y fortalecer las redes de distribución, la Compañía desarrolló proyectos de energías renovables no convencionales como Guayepo1 y 2, que entregan energía en fase de pruebas; y, La Loma y Fundación, declarados en operación comercial, con los que se entregará más energía limpia al Sistema Interconectado Nacional, aportando a la transición energética justa.

Con un EBITDA consolidado en Colombia y Centroamérica de $4,98 billones de pesos y una utilidad neta de $2,24 billones de pesos, Enel Colombia ha mantenido la solidez financiera a pesar de los desafíos marcados por los bajos aportes energéticos hidráulicos que han afectado los niveles de los embalses. Estos resultados le han permitido a la compañía seguir modernizando y desarrollando infraestructura para tener redes más resilientes, flexibles y robustas que estén dispuestas a enfrentar los desafíos del cambio climático que exponen al sistema a vulnerabilidades y estrés con fenómenos como la sequía o el retraso del Fenómeno de La Niña.

En esta línea y con el objetivo de diversificar la matriz energética para tener más fuentes de generación renovable no convencional, en los primeros nueve meses de 2024, Enel Colombia dio inicio a la construcción del parque solar Guayepo III, en Ponedera, Atlántico. Un parque solar que cuenta con una capacidad de 200 MWac, suficiente para abastecer a más de 670,000 personas, y que complementa a Guayepo I y II, el parque solar más grande del país donde se completó la instalación de 820.600 paneles, y que hoy ya está en fase de pruebas, acercándose al 100% de su construcción.

De otro lado, las inversiones también aportaron al mantenimiento de los activos con el fin de garantizar su buen funcionamiento y prevenir cualquier problema que pueda poner en riesgo la generación de energía. Por un lado, en la Central Térmica Termozipa, clave para enfrentar los desafíos del reciente Fenómeno de El Niño en la Sabana de Bogotá, se completó un mantenimiento que tuvo una inversión de un millón de dólares para garantizar la captura del 99,9% del material particulado, que a su vez será reciclado para obras civiles que beneficien a la comunidad de la zona.

Es importante destacar que la Compañía aporta a los territorios de las áreas de influencia en las que opera, con proyectos de valor compartido que promuevan el desarrollo de las comunidades, así como con iniciativas ambientales enmarcadas en el cumplimiento de las obligaciones establecidas en las licencias ambientales de los proyectos.

Adicionalmente, en Centroamérica, Enel Panamá realizó el mantenimiento anual de la Central Hidroeléctrica Fortuna, reforzando la seguridad del túnel y la infraestructura, garantizando el óptimo funcionamiento de la planta, que genera en promedio 1.580 GWh anuales.

Desarrollo de infraestructura de energía: clave para la competitividad de Bogotá-Región

Enel Colombia ha avanzado en proyectos clave que mejoran la calidad del servicio en Bogotá y Cundinamarca. La modernización de la Subestación Eléctrica Techo, al sur de Bogotá, ha alcanzado un 80% de avance, aumentando su capacidad de 90 MVA a 110 MVA, beneficiando a más de 100.000 clientes y 400.000 personas en las localidades de Kennedy, Puente Aranda y Fontibón. Estos trabajos incluyen la actualización tecnológica integral de la infraestructura, la incorporación de transformadores y dispositivos de potencia de última tecnología, así como de protección y control.

Por otro lado, la construcción de la Subestación Eléctrica Tren de Occidente en Facatativá alcanzó un avance del 80% consolidándose como un proyecto estratégico para respaldar el Regiotram de Occidente y el desarrollo industrial de la Sabana Occidente. Con una capacidad de 80 MVA y tecnología 100% digital, esta subestación beneficiará a más de 226.000 habitantes de la región, y su entrada en operación está prevista para diciembre de 2024.

Adicionalmente, Enel Colombia culminó el mantenimiento y repotenciación de cuatro líneas de alta tensión en los tres principales corredores que abastecen de energía a la Sabana Norte de Cundinamarca, beneficiando a más de 500,000 personas con una inversión cercana a $40,000 millones de pesos. Los trabajos, que finalizaron dos meses antes de lo previsto, incluyeron la sustitución de 64,3 kilómetros de cableado por uno de última tecnología, incrementando su capacidad de 800 a 1,200 amperios. Esta intervención busca mitigar la falta de entrada de infraestructura del Sistema de Transmisión Nacional (STN) para atender la creciente demanda y aportar a mejorar la confiabilidad del Sistema de Transmisión Regional (STR) para asegurar un suministro eléctrico más robusto para usuarios residenciales, comerciales, industriales y oficiales.

Por último, como innovación destacada en el último trimestre, Enel instaló en Bogotá el primer transformador de potencia con aceite vegetal, una tecnología innovadora que reduce los riesgos de contaminación y mejora la seguridad contra incendios.

Desafíos para la generación y distribución de energía

Enel Colombia y Centroamérica siguen impulsando un futuro más sostenible y eficiente enfocándose en proyectos clave que promuevan la transición energética y hagan más confiable a los sistemas de energía. Además del desarrollo de nuevos proyectos, la Compañía ha procurado hacer un uso responsable de sus activos de generación al invertir en el mantenimiento para garantizar el buen funcionamiento., También se han implementado diversos proyectos de Valor Compartido con las comunidades que promuevan el desarrollo social y acompañen los procesos de crecimiento de las regiones en donde la Compañía opera.

Enel Colombia es consciente de los desafíos que hoy significan para la operación de las redes de distribución, los fenómenos climáticos variables y extremos como la sequía con el Fenómeno de El Niño y las condiciones adversas con la ola invernal de transición a un posible Fenómeno de La Niña. Si bien, se han realizado inversiones para robustecer las redes, aún hay retos para hacer que las redes sean más resilientes a las lluvias o las descargas atmosféricas.

La Compañía sigue innovando y fortaleciendo su infraestructura de distribución de energía como un pilar fundamental para la competitividad y para satisfacer la creciente demanda de energía, asegurando un servicio confiable y resiliente para sus usuarios.

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Petrobras invertirá 60 millones de reales en una nueva fase de prueba y medición de vientos en el mar, con el lanzamiento de nuevas unidades de boyas Bravo para recolectar, monitorear y evaluar los recursos eólicos marinos.

La tecnología, diseñada de forma inédita para las condiciones del mar brasileño, es el resultado de un exitoso proyecto de I+D+i del Centro de Investigación, Desarrollo e Innovación de Petrobras (Cenpes) en colaboración con el Instituto SENAI de Innovación en Energías Renovables (ISI-ER). ) y el Instituto SENAI de Innovación en Sistemas Embebidos (ISI-SE).

La primera de estas cinco nuevas unidades comienza a operar en diciembre y las demás hasta finales de 2025, continuando el proyecto iniciado con la unidad pionera de Bravo, que acaba de cumplir un año de operaciones ininterrumpidas de medición del viento en el mar de Areia Branca, en la costa de Río Grande del Norte.

“Es otro paso importante en nuestra trayectoria de transición energética. Esta fase del proyecto es necesaria para validar la tecnología y dará como resultado la mayor campaña de mapeo de energía eólica marina en Brasil, fundamental para evaluar la viabilidad técnica de futuras instalaciones de energía eólica marina ”, destaca el director de Transición Energética y Sostenibilidad de Petrobras, Maurício Tolmasquim.

“El equipo registró mediciones ininterrumpidas y sin incidentes este año, lo que representa un hito científico importante para la energía eólica marina en Brasil, ya que los análisis consideran un período climático completo, incluyendo meses del año con vientos más intensos”, dice el coordinador del ISI -ER Investigación y Desarrollo, Antonio Medeiros.

La inversión de Petrobras en la primera versión de Bravo fue de R$ 11,3 millones, a través del Programa de Investigación y Desarrollo Tecnológico del Sector de Energía Eléctrica, regulado por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel). La segunda fase de mediciones recibirá recursos destinados a I+D+i de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP).

“Este proyecto es un gran ejemplo de la estrategia de I+D+i de Petrobras que apoya y fortalece nuestro liderazgo en la transición energética justa. A través de alianzas con importantes instituciones nacionales, impulsamos el desarrollo tecnológico en energías renovables, particularmente en esta investigación, con innovaciones en energía eólica marina «, dice la directora de Ingeniería, Tecnología e Innovación de Petrobras, Renata Baruzzi.

Petrobras es la empresa con mayor potencial en proyectos de generación eólica marina en estudios del país en capacidad registrada en el Ibama e invierte en investigación y desarrollo para viabilizar proyectos innovadores en energía eólica marina .

Tecnología

Bravo es un modelo flotante Lidar ( Light Detección y Rango ), desarrollado, por primera vez, con tecnología nacional. Se trata de un sensor óptico que utiliza rayos láser para medir la velocidad y dirección del viento, generando datos compatibles con el entorno operativo de los aerogeneradores.

También es capaz de capturar variables meteorológicas, como la presión atmosférica, la temperatura del aire y la humedad relativa, así como variables oceanográficas, como el oleaje y las corrientes marinas.

Todos estos datos son fundamentales para determinar el potencial de una zona para la producción de energía eólica. El equipo pesa 7 toneladas, tiene 4 metros de diámetro, 4 metros de alto y cuenta con un sistema energético alimentado por módulos de energía solar fotovoltaica.

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Future Energy Summit (FES) Colombia 2024 continúa hoy con su segunda jornada en el prestigioso JW Marriott Hotel Bogotá, que congregará a más de 500 líderes del sector las energías renovables en un espacio un espacio único de diálogo e intercambio de conocimientos sobre las innovaciones y oportunidades de la transición energética. 

El evento contará con transmisión en vivo disponible en YouTube y nuevamente ofrece espacios exclusivos de networking que permiten a ejecutivos y funcionarios establecer contactos estratégicos y explorar colaboraciones que fomenten el desarrollo sostenible de la región.

La agenda abordará nuevas sesiones centradas en estrategias de financiamiento, innovación constructiva, desarrollo tecnológico como aliados de la competitividad del sector energético en la región Andina y la visión a futuro sobre el impulso de la transición energética. 

¿Qué sucedió el primer día de FES Colombia?
Entre las principales novedades, la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) confirmó la continuidad de la denominada “Misión Transmisión”, destinada a mejorar la prestación de energía, priorizando obras urgentes para fortalecer las redes eléctricas a nivel nacional y así aumentar la capacidad para asignación de puntos de conexión a proyectos de generación.

“En diciembre saldremos con el siguiente documento del plan estructural de modernización del sistema eléctrico para habilitar más capacidad de transporte”, afirmó José Morillo, subdirector de Energía de la UPME frente a un auditorio integrado por CEOs, referentes de compañías, autoridades de gobierno, inversionistas, desarrolladores de proyectos, tecnólogos, EPCistas, generadoras y gremios del sector energético de Latinoamérica.

“Estamos haciendo una apuesta importante por la modernización, que pasa por distintos distintos elementos como compensadores síncronos, baterías y reducción de las restricciones. Con los documentos sacados hasta ahora, el objetivo ha sido resolver 32 restricciones críticas operativas, pero lo que viene adelante es la transformación estructural del sistema”, agregó.. 

Es decir que la iniciativa apostará por nuevos dispositivos y mecanismos disruptivos” en el área de la infraestructura del SEN que habilite una mayor penetración de más energías renovables no convencionales y mejor atención de la demanda. 

 Y cabe recordar que la UPME trabaja para que se conecten 1 GW de renovables por año brindando apoyo técnico especializado al sector privado a través de un equipo técnico multidisciplinar, cuyo propósito es acelerar gestiones para la puesta en marcha de proyectos eólicos y solares. 

Además, la Unidad de Planeación Minero-Energética avanza en el segundo ciclo de asignación de puntos de conexión, mientras se anticipan cambios regulatorios clave para 2025, tras lo hecho en una primera fase en 2023 que culminó con más de 8 GW adjudicados. 

“Para aumentar la capacidad de transporte disponible, se identifica un agotamiento de capacidad de cortocircuito en 63 subestaciones del sistema en 14 áreas eléctricas . Y de ese agotamiento, el 46% está en el área Caribe”, indicó José Morillo.

“Por lo que, para poder habilitar la conexión de nuevos proyectos y aumentar la capacidad de transporte, hay que resolver problemas estructurales que tiene la red, no sólo de la expansión convencional sino de la propia estructura que tiene el sistema”, subrayó en el megaevento FES Colombia. 

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¿Qué objetivos de gestión tiene al frente de la ANPAG?

Como Directora Ejecutiva de ANPAG, mi principal objetivo es fomentar un suministro eléctrico seguro, eficiente y sostenible para el país, apoyando el desarrollo de un mix de generación adecuado, potenciando las interconexiones y la eficiencia energética como uno de los motores principales para optimizar la operación del sistema interconectado nacional. 

ANPAG, es una asociación sin fines de lucro que representa el 87% de la generación eléctrica del país y abarca todas las tecnologías, por lo que mi gestión también se centra en velar por el desarrollo y el buen funcionamiento del mercado eléctrico panameño, dentro de un marco de competitividad, transparencia y ética, bajo un entorno regulatorio justo y transparente que fomente la inversión en generación eléctrica eficiente y sostenible.  También estoy comprometida con facilitar el diálogo entre todos los actores del sector e impulsar las mejores políticas públicas en favor del fortalecimiento del sector.

¿Cómo recibieron el anuncio de licitación de corto plazo?

Recibimos este anuncio como una medida pendiente y necesaria para mitigar el riesgo de exposición de los clientes finales al mercado ocasional y evitar aumentos tarifarios. Esta licitación tiene una particularidad que es la publicación del precio de referencia, entendemos que es con el objetivo de cubrir los requerimientos de potencia y energía, situación que no se había dado en las últimas licitaciones de corto plazo desarrolladas en el país.

Por otra parte, y siendo una necesidad para el sistema, la garantía de potencia firme, recomendamos que se puedan desarrollar los debidos análisis para diseñar los mecanismos de remuneración adecuados, que garanticen el mix de generación necesario para garantizar la seguridad de suministro, como también resaltamos la importancia de establecer un cronograma claro de licitaciones, que brinde a los inversionistas certidumbre y permita planificar adecuadamente su participación.

¿Cuál es la posición de ANPAG ante la licitación de largo plazo pendiente en Panamá?

Se considera, como Asociación, que la licitación de largo plazo es un paso esencial para asegurar la estabilidad y sostenibilidad del sistema eléctrico panameño. Debe ser competitiva, estructurada y abierta a todas las tecnologías, con reglas claras para atraer inversiones seguras que fortalezcan la diversificación de la matriz eléctrica. 

Esperamos que la licitación sea anunciada oficialmente con la debida antelación y consideramos que es fundamental que las reglas del proceso estén claramente definidas, con miras a asegurar la participación de la oferta suficiente para garantizar no solo la seguridad del suministro en el largo plazo, sino también el equilibrio en los precios.  

¿Qué balance general realizan de otras de las medidas para el subsector eléctrico que impulsó la nueva administración en los primeros 100 días de gobierno? 

En estos primeros 100 días del gobierno, hemos visto una voluntad clara por parte de las nuevas autoridades del sector de revisar el marco legal del sector eléctrico, específicamente en ajustar la Ley 6 de 1997 para responder a las necesidades actuales del mercado.  Desde ANPAG, estamos comprometidos a colaborar activamente en este proceso, ofreciendo propuestas que fortalezcan el marco regulatorio y permitan un desarrollo sostenible y seguro del sector eléctrico.

Además, podemos resaltar que el mercado eléctrico panameño ha tenido un avance considerable, pero somos conscientes que en el entorno actual se requieren ajustes que fortalezcan su funcionamiento, por supuesto manteniendo las bases que han facilitado el crecimiento del sector. 

Es importante seguir trabajando de forma conjunta entre el sector público y privado y revisar, dar seguimiento e implementar las mejores políticas de Estado en materia de energía, tanto de corto, como de mediano y de largo plazo en materia de energía y su vinculación con los compromisos adquiridos en las contribuciones nacionalmente determinadas en su última actualización.

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El paquete de reformas promovido por el gobierno saliente y el entrante abren un escenario de incertidumbre en todo México y el sector eléctrico no está ajeno a esto. La reciente aprobación de la modificación de los artículos 25, 27 y 28 de la constitución ha desatado una serie de cuestionamientos, particularmente por la alteración del modelo que ahora busca dar prevalencia al interés público sobre el privado en el mercado.

Esto implica, en palabras de las autoridades, que se privilegiará a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) con un 54% de participación en la generación eléctrica, relegando a los actores privados al 46%. Sin embargo, este número no es realista y su prevalencia plantea serios desafíos para la competitividad, según el análisis de Gonzalo Monroy, Director General de GMEC.

«Ese 54% es la generación teórica o el techo máximo que podría alcanzar la CFE si todas sus plantas operaran al 100% de su capacidad, algo que en la actualidad no ocurre», puntualiza el experto. Según Monroy, la infraestructura actual de la CFE, compuesta en gran medida por plantas termoeléctricas obsoletas y una baja disponibilidad en hidroeléctricas debido a condiciones climáticas, dificulta alcanzar este objetivo.

Aquello ha despertado voces en contra principalmente desde el sector privado que verá reducida su participación en el mercado frente a las empresas de un Estado que será juez y parte si además se dan a lugar la desaparición de los órganos reguladores en materia energética, como la Comisión Reguladora de Energía (CRE), corriendo el riesgo de aumentar las discrecionalidades en el mercado.

Otro cambio que trae consigo la reforma es la modificación del orden de despacho de energía, anteriormente basado en el costo variable de corto plazo. Esto significaba que las energías renovables, por su bajo costo de generación, se despachaban primero. Con la reforma, las plantas hidroeléctricas y termoeléctricas de la CFE pasarían a ser las primeras en ser despachadas, seguidas de las renovables privadas y, en último lugar, las plantas de ciclos combinados. Esta alteración impactaría los costos de generación, que, según las proyecciones de Monroy, podrían aumentar de gran manera, afectando directamente la competitividad del sector.

Este aumento en costos no solo repercutiría en las tarifas industriales, que no cuentan con subsidios, sino que también presionaría al gobierno a incrementar los subsidios eléctricos residenciales. “Estamos proyectando que el costo de generación total del sistema aumente más de 25% con este cambio en el despacho, principalmente por la sustitución de energías renovables por plantas termoeléctricas”, advierte Monroy. Ante esto, se prevé una mayor asignación presupuestaria para cubrir los subsidios eléctricos, que ya rondan los 7 mil millones de dólares.

Un aspecto crítico adicional de la reforma es la facultad que otorga a CFE y Pemex para realizar proyectos no necesariamente rentables. Al redefinirlas como empresas públicas y no productivas del Estado, pierden las obligaciones de viabilidad económica que hasta ahora les regían. Esto, a juicio de Monroy, abre la puerta a inversiones menos eficientes, incrementando el riesgo de déficit financiero que terminará recayendo en las arcas del Estado.

Por su parte, la reforma judicial, que limita la posibilidad de amparos con carácter general, también complica el panorama para los privados. Si bien anteriormente los amparos detenían la implementación de reformas, ahora, cada actor deberá presentar su caso individual para ser considerado ante una corte. «Los amparos ya no van a tener esos efectos generales. Esto anula prácticamente su función”, cuestionó Gonzalo Monroy, Director General de GMEC.

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En la COP29 que se celebrará en Azerbaiyán del 11 al 22 de noviembre de este año, la atención a la energía renovable y la sostenibilidad nunca ha sido más importante. Una empresa que está a la vanguardia de esta transformación es Sungrow, líder mundial en inversores fotovoltaicos y soluciones de almacenamiento de energía, que ha sido fundamental para impulsar las ambiciones de Azerbaiyán en materia de energía renovable. En consonancia con el compromiso del país de diversificar su economía y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, Azerbaiyán aspira a aumentar su capacidad instalada de energía procedente de fuentes renovables al 30 % para 2030. El papel de Sungrow en esta misión es evidente a través de sus contribuciones a proyectos clave como la planta solar de 308 MWp, que entró en funcionamiento en 2023.

La planta fotovoltaica a gran escala más grande de Azerbaiyán: un logro histórico

Thompson Meng, vicepresidente de Sungrow PV & Storage BG, afirma: «Nuestros esfuerzos en Azerbaiyán encarnan el compromiso de Sungrow de proporcionar soluciones de energía renovable innovadoras y escalables. Como la COP29 se llevará a cabo en Azerbaiyán, es un honor para nosotros apoyar el camino de la nación hacia un futuro más sostenible, perfectamente alineado con los objetivos climáticos globales».

En 2023, Sungrow completó el primer y más grande proyecto solar a gran escala de Azerbaiyán, una planta de 308 MWp que ya lleva casi un año en funcionamiento. La planta genera unos impresionantes 500 millones de kilovatios-hora de electricidad al año, lo que proporciona energía limpia a más de 110.000 hogares. Esta importante contribución respalda los objetivos de transición energética más amplios de Azerbaiyán y demuestra cómo los proyectos renovables a gran escala pueden marcar una diferencia tangible.

A través de este proyecto, Sungrow continúa consolidando su presencia en Azerbaiyán, proporcionando al país una fuente de energía renovable confiable y escalable, al tiempo que refuerza su posición como actor clave en la entrega de tecnologías avanzadas de energía limpia.

Energía alternativa en Azerbaiyán: video del proyecto de la COP29 AZE

Liderando el mercado mundial de energías renovables y la excelencia ESG

Más allá de este notable proyecto, la influencia de Sungrow se extiende a nivel mundial. Como el mayor proveedor de soluciones solares y de almacenamiento de energía en todo el mundo, la empresa está comprometida con el avance de la transición energética global. Las soluciones energéticas de Sungrow permiten a países como Azerbaiyán cumplir con sus objetivos de energía renovable y reducir la huella de carbono, lo que promueve el impulso global hacia las emisiones netas cero.

Además de su liderazgo tecnológico, Sungrow es reconocida por su sólido compromiso con los estándares ambientales, sociales y de gobernanza (ESG). La reciente calificación AA de la empresa por parte de MSCI (Morgan Stanley Capital International), una autoridad mundial en evaluaciones ESG, destaca su desempeño excepcional en materia de sostenibilidad. Este reconocimiento afirma la dedicación de Sungrow a las prácticas comerciales responsables, al tiempo que contribuye a la reducción global del carbono y fomenta el desarrollo sostenible.

Apoyo a las ambiciones climáticas de la COP29

Mientras las principales partes interesadas del mundo se reúnen en la COP29 para trazar el camino a seguir en materia de cambio climático, los exitosos proyectos de Sungrow en Azerbaiyán sirven como un poderoso ejemplo de cómo la energía renovable puede impulsar un progreso significativo.

Después de 27 años de innovación incansable, Sungrow ha surgido como un líder mundial en el sector de la energía renovable, con una sólida cartera de nuevos equipos de energía que abarcan tecnologías de «solar, eólica, almacenamiento, vehículos eléctricos e hidrógeno».

Los inversores fotovoltaicos de la empresa han logrado una hazaña notable al ser exportados a más de 170 países y regiones en todo el mundo. Como prueba de su posición global, Sungrow ha sido clasificada como la empresa número uno del mundo en envíos de inversores fotovoltaicos para 2023 según S&P Global Commodity Insights. Aprovechando su electrónica de potencia, electroquímica y tecnología integrada de soporte de red de clase mundial, Sungrow ha sido reconocida como la empresa de almacenamiento de energía asiática más rentable (BloombergNEF).

Con un historial probado en la entrega de proyectos transformadores de energía limpia, Sungrow está bien posicionada para contribuir a los debates en la COP29, destacando cómo las tecnologías solares y de almacenamiento de energía pueden permitir un futuro energético más limpio y sostenible.

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Nueve empresas, siete extranjeras y dos colombianas, radicaron documentos de acreditación ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) de Colombia como cumplimiento de la primera etapa del proceso de habilitación de la primera ‘Ronda de energía eólica costa afuera’.

Esta etapa constituye uno de los hitos más importantes de este primer proceso, ya que le permite al Gobierno determinar cuáles compañías nacionales y/o extranjeras con experiencia en el desarrollo de proyectos energéticos costa afuera y en fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER), presentarían ofertas y obtener así la asignación de permisos para su desarrollo.

Estos proyectos se llevarán a cabo principalmente en zonas marítimas de aguas someras y profundas de los departamentos de Atlántico, Bolívar, el sur de Magdalena y el norte de Sucre.

Se proyecta que para el mes de diciembre del presente año se cuente con la lista definitiva de habilitados y se dará a conocer qué compañías podrían depositar sus ofertas concretas en el primer semestre del 2025.

Las empresas que presentaron sus documentos de habilitación son las siguientes:

• BlueFloat Energy (España)
• Copenhagen Infrastructure Partners (Dinamarca)
• Jan de Nul (Bélgica)
• DEME (Bélgica)
• Powerchina (China)
• China Three Gorges Corporation (China)
• Dyna Energy (Reino Unido)
• Ecopetrol (Colombia)
• Celsia (Colombia)

Este proceso que se convierte en el primero en América Latina para la generación de energía eólica en áreas marítimas es liderado por el Ministerio de Minas y Energía, la Dirección General Marítima (DIMAR) y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

El ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, señaló: “Avanzamos con éxito en este primer proceso para hacer realidad la energía eólica costa afuera, lo cual nos impulsa como líderes en la región en materia de transición energética”

“El interés demostrado por importantes empresas desarrolladoras de estos proyectos de talla mundial, pone de manifiesto el alto contenido técnico de la información que les fue puesta a disposición, así como la seguridad jurídica que promueve nuestra regulación, lo cual de seguro culminará satisfactoriamente en beneficio de la matriz energética del País”, afirmó el señor Vicealmirante John Fabio Giraldo Gallo, Director General Marítimo.

Por su parte el presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, Orlando Velandia, manifestó: “Con este primer resultado se demuestra la confianza inversionista en el país por parte de estas importantes compañías a nivel mundial y su gran apuesta en apoyar la transición energética colombiana, la gran apuesta en materia energética de este gobierno”.

El trabajo articulado entre el Ministerio de Minas y Energía, la Dirección General Marítima y la ANH han derivado en este importante resultado para avanzar en la Transición Energética, la gran apuesta del gobierno colombiano.

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Los módulos fotovoltaicos se enfrentan a diversos desafíos derivados de las condiciones climáticas complejas durante su funcionamiento prolongado en exteriores. Las variaciones en parámetros como el voltaje, la corriente y la temperatura pueden afectar la generación de energía y el rendimiento del módulo. Durante una vida útil de 30 años, los módulos tipo N de alta eficiencia de DAS Solar garantizan una salida de energía constante, segura y confiable, cumpliendo con estrictos estándares de calidad y brindando un rendimiento excepcional.

Recientemente, diez empresas EPC alemanas afiliadas a la Asociación VDE publicaron conjuntamente el estándar de calidad de módulos fotovoltaicos SMQS 90038-1, que establece nuevos requisitos de calidad para los parámetros de la placa de identificación, la certificación del módulo, la confiabilidad, las celdas, los parámetros clave de rendimiento del material de encapsulación, la inspección del envío y la sostenibilidad ESG. Los módulos tipo N de DAS Solar, con su alta confiabilidad, seguridad y durabilidad, cumplen con los rigurosos requisitos de este estándar.

En primer lugar, los módulos tipo N de DAS Solar están equipados con una excelente resistencia PID en entornos de alta temperatura y alta humedad. En las operaciones de la planta, el alto voltaje, la alta temperatura y la alta humedad pueden provocar PID en los módulos. Para garantizar la confiabilidad y estabilidad en estas condiciones y evitar una pérdida de potencia significativa debido al PID durante el funcionamiento a largo plazo, los módulos de DAS Solar se sometieron a las pruebas PID triples según la norma IEC de TÜV SÜD. Los módulos se probaron durante 288 horas con un 85 % de humedad, 85 ℃ y 1500 V, sin mostrar un impacto significativo en el rendimiento, demostrando una salida de potencia estable en calor extremo y materiales, estructuras y mano de obra de alta resistencia.

Si bien las altas temperaturas pueden desafiar el rendimiento del módulo para exteriores, el frío extremo y las nevadas también tienen efectos secundarios. Los módulos tipo N de DAS Solar utilizan tecnología de encapsulación avanzada, que ofrece una excelente confiabilidad en entornos de baja temperatura al reducir los impactos del estrés térmico en las celdas y los puntos de conexión eléctrica, lo que mejora la durabilidad a baja temperatura.

En 2023, los módulos de DAS Solar se probaron en las condiciones de frío extremo de Mohe, China. A pesar de las nevadas continuas y el duro clima invernal, los módulos funcionaron de manera confiable, mostrando una excelente durabilidad y rendimiento de generación de energía. Los datos de campo mostraron que, con temperaturas tan bajas como -43,98 ℃ y una acumulación de nieve superior a los 8 cm, los módulos resistieron eficazmente cargas de nieve desiguales, frío extremo y condiciones de ventisca gracias a su diseño de alta durabilidad, materiales confiables y procesos de producción avanzados.

Como promotor de la energía renovable, DAS Solar se dedica al desarrollo sostenible, incorporando objetivos ecológicos en cada aspecto de su estrategia comercial. Desde el diseño del producto, el abastecimiento de materia prima, la fabricación, la logística, el embalaje hasta el reciclaje, DAS Solar persigue activamente sus objetivos de doble carbono a lo largo de todo el ciclo de vida del producto. Las bases de fabricación de Quzhou, Taizhou, Zhangzhou y Bengbu han superado con éxito las auditorías de carbono de TÜV SÜD y han recibido la declaración de verificación de gases de efecto invernadero ISO 14064, mientras que la base de Zhangzhou ha sido certificada como una fábrica de carbono cero.

Como líder en tecnología fotovoltaica de tipo N, la tecnología de células TOPCon 4.0 Plus de DAS Solar incorpora una estructura de pasivación mejorada, lo que mejora significativamente el rendimiento de UVID y PID. Con un diseño de producto avanzado y materiales de alta calidad, los módulos tipo N de DAS Solar han demostrado su rendimiento en términos de generación de energía, mecánicos y de materiales, y han demostrado una durabilidad y estabilidad excepcionales en condiciones de frío y humedad extremos. En el futuro, DAS Solar seguirá invirtiendo en I+D y manteniendo estándares de calidad rigurosos, mejorando continuamente la innovación, la confiabilidad y la estabilidad de los productos a medida que avanza de manera constante en los mercados globales.

La entrada Excelencia según la norma VDE: exploración del núcleo de los módulos N-type 4.0 de DAS Solar se publicó primero en Energía Estratégica.

En medio del creciente interés por las energías renovables en República Dominicana, la reconocida marca internacional Growatt, el segundo mayor proveedor de inversores residenciales en América y líder mundial en soluciones de energía distribuida, se ha convertido en una opción clave para quienes buscan aprovechar los incentivos fiscales y maximizar su ahorro energético a través de la Ley 57-07 de Energía Renovable. Los inversores fotovoltaicos de Growatt no solo cumplen con las exigencias técnicas del mercado dominicano, sino que ofrecen tecnologías avanzadas y una serie de ventajas que facilitan la integración de la energía solar en hogares y empresas.

• Optimización de energía para un mayor ahorro

Los inversores Growatt están diseñados para garantizar un aprovechamiento eficiente de la energía solar, optimizando la producción en cualquier condición climática. Gracias a la avanzada tecnología de sus equipos, los usuarios pueden reducir considerablemente sus facturas eléctricas al generar energía suficiente para cubrir su consumo diario. Al hacer un uso eficiente de la luz solar disponible, Growatt permite a los consumidores aprovechar al máximo los recursos naturales mientras contribuyen al desarrollo sostenible.

• Compatibilidad con la medición neta y beneficios fiscales

Una de las características más destacadas de los inversores de Growatt es su compatibilidad con el sistema de medición neta de República Dominicana. Esta funcionalidad, clave dentro del marco de la Ley 57-07, permite a los usuarios inyectar el excedente de energía no consumida a la red eléctrica, generando créditos que se reflejan en su factura. Con esta opción, los usuarios no solo producen energía limpia, sino que también pueden obtener importantes ahorros al reducir sus pagos a las distribuidoras eléctricas.

• Soluciones de almacenamiento y autonomía energética

Growatt también se distingue por ofrecer soluciones híbridas con almacenamiento, como su modelo SPH 10000TL HU US, que permite a los usuarios almacenar la energía solar generada durante el día para utilizarla en las horas pico o en caso de fallos en la red. Esta funcionalidad es especialmente valiosa en zonas donde el suministro eléctrico es inestable, maximizando la independencia energética de los usuarios y asegurando que puedan seguir operando sin interrupciones.

• Instalación y monitoreo simplificados

Otro de los grandes atractivos de los inversores Growatt es la facilidad de instalación y el sistema de monitoreo en tiempo real que ofrecen. A través de una plataforma digital, los usuarios pueden supervisar la generación de energía y el consumo de su sistema fotovoltaico desde cualquier dispositivo. Esta función permite optimizar el rendimiento del sistema, garantizando que se aprovechen al máximo los incentivos fiscales disponibles en República Dominicana.

Lisa Zhang, Vicepresidenta de Growatt, subraya: «Nos comprometemos a ofrecer soluciones avanzadas y confiables que se adapten a las normativas locales, ayudando a nuestros clientes a maximizar sus beneficios económicos y energéticos. Con nuestras tecnologías, los consumidores dominicanos pueden aprovechar las ventajas fiscales mientras contribuyen al crecimiento de la energía limpia en el país.»

La entrada Growatt: Aprovechando la Ley 57-07 para liderar el autoconsumo solar en República Dominicana se publicó primero en Energía Estratégica.

ESG Utilities, una de las empresas del grupo BLC Global, cuenta con más de 20 años de experiencia ofreciendo productos, servicios y soluciones de telemetría para medidores inteligentes de energía, optimizando la adquisición automática y la gestión masiva de datos, mejorando la calidad del servicio y garantizando una máxima eficiencia en sus operaciones.

Su solución Optimum SM, se encarga de la recolección y centralización de grandes volúmenes de datos, con el objetivo de optimizar el negocio de las utilities. Esta plataforma web permite a las distribuidoras de energía gestionar las redes inteligentes con la flexibilidad suficiente para incorporar a los sistemas de medición eléctricos tradicionales.

Optimum SM también incorpora un módulo de anomalías, una herramienta que utiliza reglas de análisis personalizadas para detectar comportamientos no deseados en los sistemas eléctricos de comercializadoras y distribuidoras de energía. Este análisis inteligente combina diferentes variables eléctricas, identificando y corrigiendo anomalías con gran precisión.

Un caso destacado de implementación de este módulo fue realizado para ANDE (Administración Nacional de Electricidad) en Paraguay, donde se realizó una prueba piloto para la detección y análisis de anomalías en medidores de mayor consumo sobre dos listas proporcionadas por el cliente.

En una de ellas, se identificaron 8 medidores con anomalías de tensión. Este resultado permitió realizar un análisis más profundo para verificar las fallas encontradas, detectar pérdidas económicas por energía no facturada y recomendar al cliente realizar auditorías sobre los medidores para evitar la reincidencia de errores en las lecturas. 

Entre las nuevas funcionalidades de Optimum SM, también se encuentra el módulo de eficiencia energética, diseñado para optimizar el consumo de energía en edificios gubernamentales, multinacionales e industriales. A través de la recolección y análisis de datos, este sistema analiza potencias máximas y energía reactiva (factor de potencia), identificando anomalías en el consumo y sugiriendo medidas correctivas.

Fernando Contreras, Corporate Account Manager de ESG Utilities, afirmó: “Con nuestro módulo de eficiencia energética, impulsamos un futuro más sostenible. Esta solución innovadora no solo reduce el consumo de energía innecesaria, sino que también disminuye las emisiones de CO2 al realizar una gestión eficiente de la energía”.

Con más de 300 proyectos exitosos y presencia en más de 10 países de América Latina, ESG Utilities sigue expandiéndose, reafirmando su compromiso con la eficiencia mediante soluciones innovadoras que promueven el uso racional de las fuentes de energía y el consumo.

La entrada ESG Utilities impulsa nuevas soluciones en el sector eléctrico se publicó primero en Energía Estratégica.

Future Energy Summit (FES) Colombia 2024 da inicio hoy en el prestigioso JW Marriott Hotel Bogotá, donde más de 500 ejecutivos y funcionarios de primer nivel se reunirán en un evento con aforo completo que marca un punto clave para la transición energética en la región. Durante estos dos días, FES Colombia ofrecerá un espacio único de diálogo e intercambio de conocimientos sobre las innovaciones y oportunidades en energías renovables, con transmisión en vivo disponible en YouTube aquí.

La jornada de apertura contará con paneles temáticos que abarcan desde la energía solar y el hidrógeno verde hasta los desarrollos en energía eólica onshore y offshore, resaltando tanto los avances como los desafíos que enfrenta Colombia en su camino hacia la sostenibilidad. Gonzalo Betancur, Gerente de Energía de Ecopetrol, junto a Héctor Nuñez, Director North Latam en Sungrow, serán parte del panel inicial, Estado de la energía solar fotovoltaica en Colombia, donde se discutirán las proyecciones y el papel de esta fuente de energía en el mercado local.

28102024 Future Energy Summit Colombia 29-30 Octubre ESP.docx

Otro panel de gran interés, titulado El rol de las energías renovables en la Transición Energética Justa en Colombia, estará encabezado por Manuel Naranjo, VP Energy en Drummond Energy, y Oscar Urrea, General Manager de Chint, quienes analizarán la importancia de una transición inclusiva que beneficie a diversos sectores de la sociedad. En esta sesión se abordará cómo las políticas y tecnologías pueden facilitar una transición energética equitativa en Colombia.

En cuanto a la innovación y tecnología en el sector, el panel La apuesta del sector renovable por la innovación tecnológica y la eficiencia contará con la participación de Alejandro Ospina, Country Manager de Zelestra, y Rubén Borja, Country Manager de Atlas Renewable Energy. Ambos líderes explorarán cómo las nuevas tecnologías no solo aumentan la competitividad de los proyectos, sino que también mejoran la sostenibilidad del sector solar en la región andina.

La diversificación de la matriz energética es otro tema esencial que se abordará en el panel Seguridad energética y diversificación de la matriz: el rol de los inversionistas y líderes tecnológicos. Ejecutivos como Juan Esteban Hernández de EDF Renewables y Felipe Morales de Risen discutirán cómo Colombia puede asegurar un suministro estable de energía diversificando sus fuentes de generación renovable. Asimismo, el papel del hidrógeno verde y el almacenamiento de energía se analizará en el panel Renovables, Hidrógeno Verde y Almacenamiento, donde expertos como Luis Felipe Vélez de Celsia y Mónica Gasca, Presidente Ejecutiva de la Asociación Colombiana de Hidrógeno, compartirán sus perspectivas sobre el futuro de estas tecnologías en la transición energética.

Para cerrar la primera jornada, el panel sobre Energía Eólica Onshore & Offshore proporcionará una visión de las inversiones y oportunidades en la región andina, con la participación de Albert Sunyer, Managing Director de Nordex Group en México y Colombia, y Felipe de Gamboa, Country Manager de EDP Renewables. La discusión abordará las oportunidades de crecimiento en el mercado eólico, tanto terrestre como marino, que representan una vía de expansión clave para la región.

Segunda jornada

Mañana, segundo día del evento, la agenda continuará con nuevas sesiones centradas en estrategias de financiamiento y en la innovación constructiva y tecnológica en energías renovables. El evento ofrece espacios exclusivos de networking que permiten a ejecutivos y funcionarios establecer contactos estratégicos y explorar oportunidades de colaboración que impulsen el desarrollo sostenible de la región.

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El sector energético de Paraguay está a la expectativa de la publicación del pliego de la licitación internacional para la construcción del primer parque fotovoltaico a gran escala del país, de más de 100 MW de capacidad en la localidad de Loma Plata, Chaco Central.

Si bien el llamado estaba previsto para principios del 2024, poco después que la reglamentación de la ley de fomento a las energías renovables (Ley N° 6977/2022), el pliego no está totalmente definido, pero desde el gobierno confían en que el pliego se publique antes de fin de año. 

“Todavía tenemos tiempo de lanzar la licitación solar de Chaco Central este mismo año. Incluso, el miércoles, jueves y viernes de esta semana tendremos reuniones al respecto con la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) y los expertos del Banco Mundial”, aseguró Alberto Álvarez González, director de Recursos Energéticos Primarios del Viceministerio de Minas y Energía de Paraguay. 

“Por lo pronto vemos algunas dificultades con la ley de renovables, por lo que estamos en proceso de adecuación de una propuesta de modificación de la normativa para hacer el llamado a licitación. Y durante las reuniones mencionadas abordaremos esos temas”, agregó en diálogo con Energía Estratégica en el marco de la Semana de la Energía que se desarrolla en Paraguay. 

Cabe recordar que la ANDE sólo tomará y comercializará  esa energía renovable a través de la suscripción de un contrato PPA por 30 años, por lo que no será desarrollado ni operado por la Administración Nacional de Electricidad.

Y entre las modificaciones regulatorias que se avecinan, se podría habilitar la competencia de consorcios integrados por diversas compañías, como también que el ganador de la convocatoria pueda transferir o ceder el proyecto a otra empresa.

Además, desde el Gobierno ya abrieron las puertas a que el proyecto fotovoltaico finalmente tenga 140 MW de capacidad (40 MW más de lo previsto), producto de la demora desde el primer esbozo hasta la fecha. Mientras que su instalación tendría un costo aproximado de USD 1.000.000 por cada megavatio de potencia, según cálculos realizados por ANDE. 

Otra licitación en carpeta

El director de Recursos Energéticos Primarios del Viceministerio de Minas y Energía de Paraguay vaticinó que el organismo encargado de operar el sistema de transmisión y distribución del país tiene prevista otra licitación para el 2025. 

Será para la construcción de una planta solar de 20 MW de potencia en la ciudad de Mariscal Estigarribia, departamento de Boquerón y a aproximadamente 525 km de Asunción.

El costo total del proyecto aún no está definido debido a las variables tecnológicas y de ubicación, pero la propia ANDE estimó que, de acuerdo con referencias regionales, el costo podría oscilar entre USD 600.000 – USD 1.000.000 por cada MW.

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El Ente Operador Regional (EOR) lanzó la Licitación Pública LP-2024-010, con el objetivo de contratar una consultoría especializada para la actualización de la regulación de derechos de transmisión (DT) en el Mercado Eléctrico Regional (MER) de América Central.

De allí que el propósito de la consultoría sea elaborar en concreto un “Proyecto de Propuesta de Actualización de la Regulación de Derechos de Transmisión”.

Según anticipan las Bases de Licitación (ver), para llevar a cabo el proyecto se deberán considerar estudios previos del Comité Técnico Interinstitucional de Derechos de Transmisión (CTI-DT), integrado por miembros del Consejo Director del MER (CDMER), la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE) y el EOR​.

De esta manera, con base en observaciones de estos organismos, el consultor que resulte adjudicado deberá proponer mejoras al documento “Diseño General y Propuesta para la Actualización de la Regulación de Derechos de Transmisión en el MER”​.

Entre los principales retos de la consultoría, se encuentra la revisión detallada del marco regulatorio actual, así como la propuesta de ajustes técnicos en aspectos como la asignación de los DT, los cargos variables de transmisión netos (CVT netos) y los ingresos por ventas de DT (IVDT)​.

Asimismo, el consultor deberá evaluar si es necesario actualizar el Anexo Q, relacionado con la metodología de medias móviles para determinar los precios mínimos de compra de DT​.

Al respecto, es preciso indicar que el EOR ofrecerá acceso a su base de datos regional, proporcionando información crítica sobre los precios ex-ante y proyectados​​.

Requisitos y fechas clave

El proceso competitivo está abierto a consultores nacionales e internacionales que puedan prestar los servicios que detallan las Bases de Licitación de forma remota, aunque previendo al menos una reunión presencial con el EOR en algún país de América Central.

En el criterio de selección se valorará una experiencia mínima de 10 años en áreas como la regulación de mercados eléctricos, la administración de proyectos relacionados con el mercado eléctrico y la planificación de sistemas eléctricos​.

También se evaluará la experiencia específica en la elaboración y aplicación de regulaciones sobre derechos de transmisión, con un mínimo de cinco años en este campo​.

Los interesados tienen hasta las 16:00 horas (GMT-6) del 1 de noviembre de 2024 para presentar sus ofertas, que pueden ser enviadas de manera electrónica o física​.

Tras la adjudicación, el consultor seleccionado tendrá un plazo máximo de 32 semanas para completar el informe de diagnóstico que incluirá una evaluación del impacto técnico y económico de las modificaciones a la regulación de derechos de transmisión​.

Adjudicación y forma de pago

La evaluación de las ofertas se basará en el cumplimiento de los requisitos técnicos y económicos establecidos en las Bases de Licitación. El EOR priorizará aquellas ofertas que presenten el mejor balance entre calidad técnica y precio.

La adjudicación se formalizará mediante un contrato, cuya suscripción dependerá de la aprobación por parte de la Junta Directiva del EOR​. En tanto que, el pago por los servicios se realizará en tres etapas: un 30% al entregar el diseño general y propuesta, otro 30% tras el informe preliminar, y el 40% restante con la presentación del informe final​.

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La ciudad de Asunción se convierte en la capital energética de América Latina y el Caribe al dar inicio a la IX Semana de la Energía, el encuentro más importante del sector en la región, que se desarrollará hasta el 31 de octubre en la sede del Centro Cultural del Banco Central del Paraguay (BCP) y el viernes 1 de noviembre, en la Central Hidroeléctrica Itaipú.

El presidente de la República de Paraguay, Santiago Peña, encabezó el acto inaugural junto con la participación del Secretario Ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), Andrés Rebolledo, la ministra de Obras Públicas y Comunicaciones, Ing. Claudia Centurión, , así como representantes del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) Chaverri Suárez; del Banco Mundial, Harold Bedoya, del Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF), Jorge Srur, entre otras autoridades nacionales e internacionales.

El  primer mandatario de la República de Paraguay, Santiago Peña destacó la energía como el camino hacia un desarrollo integral y equitativo durante la inauguración de la “IX Semana de la Energía”. En el evento, que reúne a las principales autoridades y expertos en energía de América Latina y el Caribe, Peña hizo un llamado a la integración regional y a la colaboración para enfrentar los desafíos energéticos y climáticos actuales.

En el marco de la inauguración de la IX Semana de la Energía, que se celebra en Asunción, Paraguay, El secretario Ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) presentó el «Panorama Energético de América Latina y el Caribe 2024», que revela un escenario de crecimiento moderado en la oferta energética, una demanda en aumento y avances significativos en la transición hacia fuentes renovables.

El informe destaca que la oferta total de energía en la región ha aumentado un 2,2%, mientras que el consumo final energético ha crecido un 3,8%, impulsado por un crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB) promedio del 3% en América Latina y el Caribe. En particular, el documento subraya que la generación renovable alcanzará cerca del 69% de participación este año, con un aumento de casi 5 puntos porcentuales con respecto al año anterior, consolidando la tendencia hacia una matriz energética más verde.

Las energías renovables no convencionales (ERNC), como la solar y la eólica, han experimentado un crecimiento destacado en capacidad y generación, con un notable aumento de 30% el año 2024. Este avance ha sido fundamental para acompañar los esfuerzos de electrificación, que aumentará su oferta en un 3,2% en la región.

Por otra parte, a pesar de que la producción de petróleo ha crecido por cuarto año consecutivo, impulsado por el aumento de las exportaciones, el consumo de derivados ha mostrado una leve caída, lo que apunta a cambios estructurales en los patrones de consumo energético en la región. El gas natural también ha registrado un leve incremento, impulsado en gran medida por su uso en la generación eléctrica.

La producción de carbón, tradicionalmente una fuente importante para algunos países, ha sufrido una caída impontante del 20%, en consonancia con los esfuerzos globales por reducir las emisiones de carbono. En contraste, el informe señala que la eficiencia energética (EE) aún no ha mostrado una recuperación sólida tras la pandemia, lo que representa un área de oportunidad para las políticas públicas y las inversiones futuras.

Un aspecto crucial que aún requiere atención es el acceso a la energía. Según el informe, 17 millones de personas en la región siguen sin tener acceso a servicios energéticos básicos, lo que refleja que los avances en este campo no han sido suficientes para cerrar completamente esta brecha de acceso.

La IX Semana de la Energía reúne a ministros, expertos y líderes del sector energético de toda la región, quienes debatirán las estrategias necesarias para enfrentar estos desafíos y continuar avanzando hacia una integración energética más sostenible y equitativa.

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El parque solar fotovoltaico “El Quemado”, es el primer  proyecto de energía eléctrica renovable presentado al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).  

Cabe destacar que YPF anunció recientemente que en noviembre presentará al RIGI el primer  proyecto de la industria de O&G. Se trata del oleoducto Vaca Muerta Sur, que requerirá una  inversión de US$2500 millones y tendrá una capacidad de transporte de 360 mil barriles diarios  para diciembre 2026, convirtiendo al país en uno de los principales exportadores de energía de  la región. 

El proyecto «El Quemado» fue anunciado por YPF Luz en julio 2024 y alcanzará una inversión  total de USD 220 millones de dólares. El parque, que estará ubicado en el departamento de Las  Heras, provincia de Mendoza, fue desarrollado junto con EMESA (Empresa Mendocina de  Energía) y se realizará en dos etapas hasta alcanzar una capacidad instalada total de 305 MW. 

La potencia del parque equivale a la energía que utilizan más de 233.000 hogares y evitará la  emisión de más de 385.000 toneladas de dióxido de carbono al año. La puesta en marcha de la  primera etapa se prevé para el primer trimestre de 2026, con un plazo de construcción de 18  meses. 

Características del Parque Solar Fotovoltaico El Quemado: 

Capacidad instalada total: 305MW. 

Etapa I: 200W – Etapa II 105MW. 

Inversión total: US$ 220 millones. 

Fecha de presentación al RIGI: 25/10/2024. 

Características Técnicas:  

Factor de capacidad estimado: de 31,4%.  
Potencia instalada: 305 MW. 
Energía equivalente a más 233.000 hogares. 
Ahorro de 385.000 toneladas de CO2e al año. 
Paneles: 518.000 paneles fotovoltaicos bifaciales. 
Empleo en etapa de obra: más de 400 personas en pico de obra.  
Superficie: 530 hectáreas. 
El parque se interconectará al Sistema Argentino de Transporte Eléctrico (SADI) a través una nueva  Subestación Transformadora.  
Fecha de puesta en operación etapa I: primer trimestre de 2026.

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La multinacional checa, Solek – uno de los principales desarrolladores de PMGD en Chile -, anunció a su nueva CEO, Stephanie Crichton, junto con el  reenfoque de la estrategia corporativa, fortaleciendo su posicionamiento como Productor Independiente de Energía (IPP) en el mercado sudamericano.

Actualmente, la compañía está finalizando la primera fase de su plan de negocio con 600 MW en construcción y se prepara para la siguiente etapa, que incluirá 1 GW adicional cuyo inicio de construcción está proyectado durante los años 2025 al 2028. Este proceso se enfocará en proyectos Utility Scale híbridos (solar/almacenamiento) y stand alone de gran envergadura.

“Nos encontramos en un año de transición. Estamos completando la construcción de alrededor del 90% de la Fase 1, que corresponde aproximadamente a 600MW declarados en construcción frente al Coordinador Eléctrico Nacional, donde el 45% de la cartera se vendió a terceros y con el 55% restante cerramos un financiamiento que nos va permitir operar los activos a largo plazo”, comentó la nueva CEO de Solek, Stephanie Crichton.

“En la segunda fase de nuestra estrategia, priorizaremos el desarrollo y operación de 1.000 MW adicionales, con un enfoque en proyectos híbridos y stand alone en Chile. Nuestra meta es agregar 200 MW anuales al pipeline de proyectos listos para construir, apuntando a una expansión sostenida a largo plazo”, precisó.

Nueva CEO

Crichton cuenta con 17 años de experiencia, liderando proyectos en el sector de las energías renovables, destacando internacionalmente en países como Argentina, Brasil, Panamá, Nicaragua y El Salvador. En sus roles, ha encabezado el desarrollo, construcción, financiamiento y operación de los activos, participando en toda la cadena de valor de los proyectos.

Adicionalmente, en Solek lideró los cargos de Head of Develpment y Chief Operating Officer. “Estoy en Solek hace más de cinco años, lo que me ha permitido conocer en profundidad la dinámica de la empresa desde sus inicios. Este conocimiento me ha llevado a basar mi gestión como CEO en dos pilares: el equipo y las personas, focalizándome en la consolidación de la compañía como un productor de Energía (IPP)”, analizó la alta ejecutiva de la firma checa en Chile.

¿Qué visión tiene respecto al liderazgo de las mujeres en el sector energético?

En mi experiencia, tanto hombres como mujeres pueden ejercer excelentes liderazgos, pero evidentemente ha habido menos presencia de mujeres en estos roles por razones históricas que sabemos que poco a poco han ido cambiando. Precisamente por esto vemos que hoy en el sector hay mujeres aportando activamente con aspectos clave, tales como la comunicación efectiva, la capacidad de escucha y el uso de la intuición, entre otros. Estos aspectos han sido tradicionalmente vinculados a lo femenino, pero son parte de la “completitud del factor humano”, por decirlo de alguna manera. El mundo empresarial y nuestra vida en general, cada vez más rica en elementos diversos y por tanto más compleja, demanda ser abordada desde esta “completitud”.

¿Cuál es el sello que quiere marcar en su gestión como nueva CEO de la empresa?

Mi sello estará enfocado en capitalizar la gran experiencia de nuestro equipo, el cual participa en toda la cadena de valor del negocio, gestionando e impulsando la autonomía individual tan necesaria para enfrentar los cambios y mantener la velocidad de nuestra operación. Hemos identificado que es fundamental la educación de nuestros líderes en materias de gestión de personas y liderazgo. Para ello impulsamos hace unos meses programas de liderazgo y desarrollo de talento que nos diferencian de la industria y que se dirigen no sólo a nuestros cargos de jefatura, sino que también a quienes se encuentran en proceso de crecimiento dentro de la organización.

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Nos complace anunciar el Primer Simposio Internacional SIBiogás, que se llevará a cabo en el emblemático predio de La Rural, en Río Cuarto, Córdoba, Argentina, los días 6 y 7 de noviembre de 2024.

Estarán presentes los representantes de todo el sector de biogás a nivel nacional y con gran convocatoria de actores internacionales, lo que hace que sea una oportunidad única y sin precedentes en nuestro país.

Este evento único reunirá a los líderes del sector, no solo a nivel nacional, sino también de diversas partes del mundo. Con la participación de más de 90 disertantes, SIBiogás ofrecerá un programa dinámico con paneles donde se presentarán casos de éxito, las últimas tendencias y tecnologías, así como políticas públicas que están impulsando el crecimiento de la industria.

Los asistentes tendrán la oportunidad de explorar, de primera mano, el potencial transformador del biogás y el biometano, tanto en nuestra región como a nivel global. SIBiogás se convertirá en un punto de encuentro clave para empresas, productores, investigadores, estudiantes y representantes del sector público y privado. Durante dos días intensos, los participantes podrán intercambiar ideas y conocimientos sobre las innovaciones que están moldeando el futuro del sector.

Además, habrá una exposición que contará con más de 20 stands donde los asistentes tendrán la posibilidad de interactuar con los mayores referentes del sector, así como también de poder realizar visitas guiadas a las impresionantes plantas cercanas a la ciudad de Río Cuarto.

El biogás en números

Un estudio realizado por la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) destaca el potencial del biometano como una solución energética y económica para Argentina, especialmente en las provincias de Córdoba, Santa Fe y Buenos Aires.

Así, la construcción de 324 plantas de biometano en estas regiones implicaría una inversión de USD 2.170 millones y la creación de más de 11 mil empleos directos e indirectos. Este biocombustible renovable se obtiene de biomasa, efluentes pecuarios y residuos orgánicos, lo que permite aprovechar los recursos locales de estas provincias agropecuarias.

Además, la producción local de biometano podría disminuir la dependencia del gas importado, beneficiando la economía provincial. Sus aplicaciones son variadas: se puede utilizar como complemento del gas natural, en el transporte público y en redes aisladas. Por otro lado, se estima que su implementación podría resultar en un ahorro de hasta 4.665 millones de kg de dióxido de carbono equivalente al año, contribuyendo así a una significativa reducción de emisiones y a un futuro más sostenible.

En resumen, el biometano se presenta como una opción viable para mejorar la sostenibilidad energética y económica de Argentina.

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Puerto Rico ha publicado un nuevo llamado a Solicitudes de Propuestas (RFP) destinado a la adquisición a largo plazo de recursos energéticos para la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE).  

En esta ocasión, el denominado RFP Tranche 4 perseguirá la contratación de 500 MW de capacidad de generación renovable por 25 años y 250 MW de capacidad de almacenamiento de energía con una duración efectiva de cuatro (4) horas o de seis (6) horas (ej. 1,000+ MWh) por 20 años.

No se trata de una iniciativa aislada. A partir del Plan Integrado de Recursos (PIR) aprobado por el NEPR el 24 de agosto de 2020, y ciertas órdenes adicionales emitidas por el Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR), Puerto Rico encamina seis convocatorias para un total de  3,750 MW de recursos de energía renovable y 1,500 MW en baterías. 

Así como ocurrió con el segundo y tercer tramo (este último cancelado), Accion Group será nuevamente el Coordinador Independiente (PREB-IC) del proceso en representación del NEPR, por lo que los aspirantes a participar de esta convocatoria o partes interesadas en general pueden apuntarse en la plataforma del PREB-IC para obtener mayor información.

“Los precios recibidos el 1 de septiembre de 2023 en respuesta a la solicitud del Tramo 3 no eran razonables para los ciudadanos de Puerto Rico. Este Tramo 4 provee una oportunidad para que proyectos listos para empezar sometan propuestas que se pueden ofrecer dentro de un precio objetivo fijo. Todas las propuestas al precio objetivo, o por debajo del precio objetivo fijo, se clasificarán por precio y se adjudicarán las ofertas con el mejor precio para adquirir la capacidad deseada”, argumentó Accion Group en su aviso público.

Shovel-ready projects y una carrera contra reloj  

El Tranche 4 se centra en adquirir proyectos «shovel-ready» (listos para iniciar su construcción) a un precio fijo y con un proceso de evaluación más simplificado en comparación con Tranche 3.

A diferencia de proyectos Ready-to-build, los Shovel-ready deben tener disponibilidad inmediata para iniciar su construcción, lo que implica que los permisos y financiamientos ya están asegurados, lo que pone más énfasis en la disponibilidad inmediata de iniciar la construcción.

Al tener menos de un mes para la presentación de ofertas, el 25 de noviembre es la fecha límite, se puede interpretar que en este nuevo llamado será para proyectos que ya hubieran participado de los tranches 2 y tranches 3 ya que son los que podrían haber avanzado por ejemplo en la aprobación de LUMA para interconectar. 

Cambios principales entre RFP Tranche 3 y RFP Tranche 4

Contrastando los pliegos de Bases del RFP Tranche 3 (cancelado) y RFP Tranche 4 (nueva convocatoria) se identifican modificaciones importantes en cuanto a los objetivos de adquisición, precios y proceso de evaluación. A continuación, se detallan las principales diferencias:

Objetivos de adquisición:

Tranche 3: Buscaba adquirir 1000 MW de capacidad de Recursos de Energía Renovable y al menos 500 MW (2000 MWh) de capacidad de Recursos de Almacenamiento de Energía.
Tranche 4: Tiene como objetivo obtener hasta 500 MW de capacidad de Recursos de Energía Renovable y hasta 250 MW de capacidad de Recursos de Almacenamiento de Energía. Se considerará la adquisición de capacidad adicional en función de la respuesta del mercado.

Precios:

Tranche 3: No se establecía un precio máximo para las propuestas. La evaluación se basaba en el LCOE para Recursos de Energía Renovable y el LCOS para Recursos de Almacenamiento de Energía.
Tranche 4: Se fija un precio máximo para las propuestas. Las propuestas de Recursos de Energía Renovable con precios superiores a $125/MWh serán rechazadas. Para los Recursos de Almacenamiento de Energía de 4 horas, el precio máximo es de $25,000/MW-mes, y para los de 6 horas, $33,750/MW-mes. Estos precios máximos deben incluir el costo de interconexión y otros costos especificados en las secciones 2 (h), (i) y (j) del documento.

Proceso de evaluación:

Tranche 3: Se realizaba en tres fases: Revisión de control de calidad, Revisión y recomendación, y Evaluación de interconexión y documentación del contrato. Se utilizaba un sistema de puntuación para evaluar las propuestas en base a varios criterios, incluyendo el LCOE/LCOS, viabilidad técnica, estado de desarrollo, experiencia del proponente y plan de financiación.
Tranche 4: La información sobre el proceso de evaluación es más limitada. Se menciona una revisión inicial para asegurar el cumplimiento de los requisitos, una confirmación del cumplimiento de requisitos mínimos, y una selección final basada en el precio. Se priorizan las ofertas con el mejor precio para alcanzar la capacidad deseada.

Otros cambios:

Se han actualizado las definiciones del glosario para reflejar la evolución del sector eléctrico de Puerto Rico.
Se incluyen nuevas especificaciones para la interconexión de los recursos energéticos, incluyendo la opción de construir un «Sectionalizer» para crear un nuevo punto de interconexión.
Se establecen requisitos más estrictos para la presentación de la garantía de la propuesta («Proposal Security»).
Se actualizan las referencias a la situación financiera de PREPA bajo el Título III de PROMESA.

La entrada Subasta de renovables y BESS en Puerto Rico: nuevo llamado con cambios en las bases y carrera contrarreloj para participar se publicó primero en Energía Estratégica.

360Energy anunció la emisión de un nuevo Bono Verde clase 4 por un monto inicial de USD 15.000.000, con la posibilidad de ampliarse hasta USD 50.000.000, destinados a expandir el pipeline de proyectos fotovoltaicos de la compañía, hoy en día es de 247 MW en operación y 280 MWp bajo desarrollo en Argentina. 

La licitación será este mismo lunes 28 de octubre de 10 a 16 horas, con beneficios claves para los inversores, considerando que el capital será amortizado en un solo pago al vencimiento del bono (36 meses), con intereses pagaderos trimestralmente, iniciando a los seis meses.

Federico Sbarbi Osuna, CEO de 360Energy, conversó con Energía Estratégica respecto a la convocatoria, la reciente culminación del Complejo Solar La Rioja (122 MW de capacidad) y los próximos pasos de la empresa junto al accionista Stellantis (grupo de empresas multinacional de la industria automotriz). 

“Tenemos expectativas muy positivas para la nueva emisión de las Obligaciones Negociables clase 4. Nos encontramos en un contexto financiero favorable para este tipo de emisiones, el mercado ha demostrado interés en proyectos verdes y sostenibles, y nuestros planes de crecimiento y expansión poseen un gran potencial”, manifestó. 

 “La cartera de proyectos elegibles que respalda esta emisión, que incluye desarrollos de energía renovable y almacenamiento, resulta sumamente interesante para inversores que buscan iniciativas de alto impacto ambiental y financiero sustentada por una compañía líder del sector”, agregó.

 Entre los objetivos más cercanos, 360Energy apunta a consolidar y ampliar su capacidad instalada, optimizando operaciones sus parques operativos, como también dando inicio a la construcción de nuevas obras bajo el programa RenMDI en las provincias de La Pampa, Buenos Aires y Entre Ríos. 

Proyectos que se esperan estén habilitados entre 2025 y 2026 y que serán pioneros en Argentina con almacenamiento de energía, considerando el llamado público RenMDI fue el primero en la historia de las renovables que incluyó (y adjudicó) la posibilidad de incluir ofertas de centrales renovables híbridas con almacenamiento a mediana y gran escala. 

Adicionalmente, la compañía ejecutará nuevos emprendimientos en las localidades de Palomar (Buenos Aires) y Córdoba, destinados a abastecer las plantas industriales de Fiat y Peugeot del Grupo Stellantis, que cuenta con un plan de autonomía energética cuyo objetivo es ser, al 2038, una compañía carbono neutral nivel global.

 “También 2025 será el año del lanzamiento de la expansión internacional de nuestras operaciones. En una primera etapa lo haremos de la mano de la alianza estratégica con Stellantis y con nuevos proyectos en Brasil, México, España e Italia por casi 500 MW y consolidándonos como pieza clave para los objetivos de autonomía energética y de neutralidad de carbono de esta firma”, vaticinó Federico Sbarbi Osuna. 

 “Puntualmente, los desarrollos de los nuevos emprendimientos internacionales se sitúan en Porto Real, Betim y Goiana (Brasil); Saltillo y Toluca (México); Vigo (España); y Pomigliano, Atessa y Cassino (Italia), totalizando más de 500 MW”, detalló.

A ello se debe añadir que, durante el 2025, aguarda generar más de 500 GWh renovables y con un crecimiento significativo en adelante, pasando a casi 690 GWh hacia el año 2027. 

“Para el 2025 ya tenemos planificado 12 proyectos en cinco países, dentro de los cuales se incluyen dos plantas en Argentina, de manera etapas a futuro ampliar a más plantas de la mano de Stellantis o evaluar alternativas con contratos privados con terceros una vez establecidos en los países de destino”, concluyó el CEO de 360Energy. 

La entrada 360Energy confirma un pipeline de más de 500 MW solares para los próximos años se publicó primero en Energía Estratégica.

El ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, se comprometió a presentar un proyecto de ley de reforma integral a la distribución eléctrica en el transcurso antes del primer trimestre del próximo año, a fin de actualizar la regulación que ya lleva cuatro décadas sin cambios estructurales. 

Para avanzar en esta transformación, el ministro prometió abrir una “ventana de oportunidad” por parte del Poder Ejecutivo para dejar la iniciativa en el Congreso y brindar una garantía a la ciudadanía sobre los avances y cambios que se impulsarán en la materia. 

“Me gustaría que lo podamos hacer lo antes posible, pero ello también implica terminar la primera etapa del proceso de estabilización tarifaria. Por lo que creo que tendremos la oportunidad de discutir el proyecto de ley a partir de la próxima legislatura, que empieza en marzo del 2025 para ver si podemos dar una señal clara antes del próximo invierno”, sostuvo durante un evento. 

“Nuestra responsabilidad [como gobierno] es abrir la ventana de oportunidad para la reforma estructural, pero supone encontrar un camino distinto para hacernos cargo de las urgencias. Y las urgencias implican un conjunto de inversiones para afrontar los desafíos más inminentes del cambio climático”, agregó.

Cabe recordar que Pardow ya tuvo varios cruces con distribuidoras tras los masivos cortes de electricidad que afectaron a miles de usuarios del país a principios de agosto, a tal punto que el gobierno inició el proceso de caducidad de la concesión de Enel e, incluso, el propio ministro de Energía abrió las puertas a la creación de una empresa estatal de distribución eléctrica. 

En aquel entonces, el titular de la cartera energética chilena remarcó que es un “debate de fondo que se debe tener” y deslizó que la nueva compañía pública podría funcionar similar a la Empresa Nacional de Petróleo (ENAP), donde en casos de emergencias, la empresa pública vaya más allá de su espacio de concesión y reponga el servicio. 

Además, desde el sector energético plantearon reiteradamente que el país requiere una reforma integral a la distribución a fin de alcanzar las metas de carbono neutralidad al 2050 y de contar con una matriz eléctrica 100% compuesta por renovables.

Con ello se busca una hoja de ruta para avanzar en una nueva regulación luego de 40 años, en pos de mejorar la calidad de suministro, hacer frente al cambio climático, que los usuarios puedan tener mayor control de sus decisiones energéticas y habilite la penetración masiva de generación distribuida, almacenamiento y electromovilidad a nivel residencial, de modo sean incorporados en la planificación de las redes para efectos de la remuneración y tarificación, así como avanzar en la formalización de la figura de los agregadores de demanda que permitan gestionar y proveer servicios de seguridad y mayor flexibilidad al sistema. 

“La distribución es el lugar donde se avanzó menos si uno mira todos los cambios hechos desde la década del 90, hecho que se refleja en lo cerca o lejos que estamos del benchmark internacional en términos del tipo de tecnología en el cual se enfrentan los desafíos”, reconoció Pardow. 

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Solis Inverters, líder global en tecnología de inversores solares, presentó con éxito su innovadora gama de inversores híbridos durante ExpoSolar Colombia, destacando su compromiso con la generación de energía limpia y la expansión de la energía solar en la región. La compañía reafirma así su apoyo al crecimiento energético sostenible en Colombia, un mercado clave en Latinoamérica.

En el marco de su 19.º aniversario y 11 años de presencia en la región, Solis exhibió sus más recientes desarrollos tecnológicos, incluyendo el inversor monofásico S6-EH1P(3.8-11.4)K-H-US y el trifásico S6-EH3P(30-50)K-H, diseñados específicamente para aplicaciones comerciales e industriales. Ambos productos ofrecen a los usuarios mayor independencia energética y un uso más eficiente de las fuentes renovables.

Además, Solis desveló ante el público colombiano su más potente creación hasta la fecha: el inversor trifásico S6-GU350K-EHV-US, una solución a 1500V especialmente diseñada para el sector Utility, con características avanzadas como bajo voltaje de arranque, mayor tiempo de generación y tecnología de recuperación PID incorporada. Estas innovaciones fueron recibidas con entusiasmo por el mercado colombiano, que se consolida como uno de los más activos de América Latina en el sector solar.

La participación de Solis en ExpoSolar 2024, su cuarta presencia consecutiva en este evento, refuerza su compromiso con el desarrollo del mercado energético colombiano. La feria, celebrada en Medellín, atrajo a más de 25,000 visitantes y Solis destacó como uno de los expositores más concurridos, con más de 500 visitantes en su stand y una celebración exclusiva con la asistencia de más de 300 personas. Este evento se consolidó por segundo año consecutivo como uno de los momentos más destacados de la feria.

El éxito de Solis en Colombia refleja la confianza y lealtad del mercado hacia la marca, que sigue sorprendiendo a la industria con sus innovaciones tecnológicas. En reconocimiento a su liderazgo, Solis ha sido incluida, por cuarto año consecutivo, en el prestigioso listado de las «Top 500 Nuevas Empresas de Energía Global», otorgado por China Energy News y el Instituto Chino de Economía Energética. Este galardón, anunciado en el Foro de Desarrollo Bajo en Carbono de Taiyuan 2024, resalta el crecimiento y el impacto de Solis en el sector de energías renovables a nivel mundial.

El mercado colombiano, uno de los más dinámicos de la región, proyecta un crecimiento significativo en la capacidad instalada de energía solar, con una tasa compuesta anual de 54.06% entre 2024 y 2029. Esto permitirá que el país alcance una capacidad de 12.85 gigavatios para 2029. Con una radiación solar constante a lo largo del año, Colombia tiene un enorme potencial para desarrollar fuentes de energía fotovoltaica estables y confiables.

La exitosa participación de Solis en ExpoSolar Colombia subraya su compromiso inquebrantable con la innovación y el desarrollo del sector energético en Latinoamérica. Con una oferta tecnológica avanzada y una sólida reputación en el mercado, Solis no solo está impulsando la adopción de energías limpias, sino que también está desempeñando un papel crucial en el futuro energético de Colombia. La empresa se proyecta como un socio clave en la transición hacia un mundo más sostenible, marcando un camino de crecimiento y desarrollo continuo en la región y a nivel global.

Acerca de Ginlong (Solis)

Fundada en 2005, Ginlong (Solis) (código bursátil: 300763.SZ) es el tercer mayor fabricante de inversores fotovoltaicos del mundo.

Como proveedor global de soluciones de almacenamiento de energía y energía solar para clientes residenciales, comerciales y de servicios públicos, brinda valor en toda la cadena de suministro solar. Operando bajo la marca Solis, su línea de productos de inversores solares emplea tecnología de cadena innovadora, lo que garantiza una confiabilidad de primer nivel validada a través de rigurosas certificaciones internacionales.

Al fusionar una cadena de suministro global con capacidades de fabricación e I+D de clase mundial, Ginlong adapta los inversores Solis a cada mercado regional, con equipos dedicados de expertos locales que brindan un servicio y soporte excepcionales.

Su probada bancabilidad ha obtenido el apoyo de instituciones financieras líderes, lo que garantiza retornos de inversión sólidos y a largo plazo. Al colaborar con las partes interesadas, se comprometen a acelerar el viaje del mundo hacia un futuro más sostenible.

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La capital de Paraguay acoge esta semana la IX Semana de la Energía, un evento que reúne a ministros de energía y expertos de toda América Latina y el Caribe, convirtiéndose en el punto de referencia del sector energético regional.

Organizada por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) en conjunto con el Ministerio de Obras Públicas y Comunicaciones de Paraguay, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), el Banco Mundial y el Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF), la Semana de la Energía ofrece un espacio único para el diálogo y la cooperación en un momento clave para el futuro energético de la región.

Durante esta edición, las autoridades y líderes del sector compartirán su visión sobre el desarrollo de innovaciones tecnológicas, destacando temas como las nuevas fuentes de energía, los combustibles de próxima generación, la inteligencia artificial en la industria energética y las tecnologías avanzadas de almacenamiento de energía.

La IX Semana de la Energía incluirá más de 30 actividades, entre sides events, mesas de negociación, reuniones bilaterales, y el Consejo Empresarial de OLADE, además de la Reunión de Ministros de Energía, uno de los espacios más relevantes para la colaboración en políticas energéticas en la región.

Este evento se perfila como un foro clave para promover un sector energético más sostenible, resiliente e integrado en América Latina y el Caribe.

Fecha: 28 de octubre 2024

Hora: 09h00

Lugar: Banco Central de Paraguay , Federación Rusa y Augusto Roa Bastos, Asunción 1767

Link transmisión en vivo:  https://www.youtube.com/live/7C3ir6nXfOs

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Future Energy Summit (FES) Colombia 2024 se llevará a cabo los días 29 y 30 de octubre en el JW Marriott Hotel Bogotá, congregando a más de 500 asistentes interesados en las últimas tendencias y en el desarrollo de networking dentro del sector de las energías renovables.

Con entradas casi agotadas, este encuentro se perfila como el más importante del sector en Colombia y la región.

El evento contará con la presencia de funcionarios clave como Javier Campillo, Viceministro de Energía de Colombia, y Sandra Téllez, Superintendente para Energía y Gas Combustible, quienes ofrecerán perspectivas sobre las políticas y regulaciones energéticas.

ÚLTIMAS ENTRADAS DISPONIBLES

Asimismo, Juan Camilo López Llano, CEO de Erco Energy, y María Juliana Tascón, Country Manager de Ecoener, junto con líderes de empresas como JA Solar, Sungrow, y Atlas Renewable Energy discutirán la expansión del mercado solar y las estrategias para diversificar la matriz energética colombiana.

Además, la agenda incluye paneles sobre innovación y almacenamiento de energía, en los que participarán Rubén Borja de Atlas Renewable Energy, Felipe de Gamboa de EDP Renewables, y Olvia Malagón de Arctech. El evento no solo abordará estos temas, sino que también abrirá oportunidades de networking para los actores del sector.

Última oportunidad para asegurar tu entrada: Con el hashtag #FESColombia, el FES invita a empresas y profesionales comprometidos con la transición energética a sumarse a esta iniciativa. Aún quedan algunas entradas disponibles.

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Saka Holding International, una multinacional de origen británico, ha revelado un ambicioso plan estratégico para expandir su presencia en el mercado energético de Latinoamérica, con un enfoque principal en la explotación de litio en el triángulo del litio y su vinculación con la generación renovable. 

Claudio Matamoros, CEO para Latinoamérica del grupo empresarial, informó que el objetivo es que, a partir de 2025, Saka Holding realice inversiones cercanas a los 1400 millones de dólares en ese tipo proyectos en pos de conseguir un papel clave en el sector energético y minero de la región. 

«La incursión en Argentina ofrece una oportunidad invaluable para potenciar el desarrollo económico y la sostenibilidad energética del país», manifestó Matamoros en conversación con Energía Estratégica, haciendo alusión a las sinergias que puede existir entre las propias energías verdes y la extracción del mineral que se posiciona como fundamental para fabricación de baterías de vehículos eléctricos y el almacenamiento. 

A través de las unidades de negocio, SakaPetrol, SakaFinance y Saka Fintech, la empresa tiene la firme intención de proporcionar energía eléctrica, crudo y derivados al mercado argentino, a fin de ampliar las capacidades operativas de Saka Holding en la región. 

“Con el ambicioso objetivo de alcanzar una inversión total de aproximadamente 5 billones de dólares en los próximos cinco años, la compañía busca posicionarse como un socio clave en la evolución del panorama energético latinoamericano, alineando sus intereses con los principios de desarrollo sostenible”, aseguró. 

“En ese contexto, hemos iniciado contactos con autoridades locales y programamos reuniones entre noviembre y diciembre para formalizar acuerdos de inversión en mercados claves como Argentina, Chile, Bolivia, Brasil, Paraguay, Uruguay y El Salvador”, añadió. 

Incluso, Matamoros sostuvo que la inversión de Saka Holding en la minería del litio permitirá conectar directamente al sector con el crecimiento de las renovables en la región, a la par de apoyar la creación de una cadena de suministro de las tecnologías de transición energética. 

Y cabe recordar que algunas generadoras eléctricas en Argentina ya han mostrado interés en vincularse con nuevas demandas industriales, como la minería, y en el avance de proyectos de transmisión eléctrica. 

De modo tal que algunas empresas del sector ya están desarrollando obras de transporte y generación de energía renovable on-grid u off-grid para abastecer la demanda minera, destacando el caso de la provincia de Catamarca, donde CAMYEN (Catamarca Minera y Energética Sociedad del Estado) tiene proyectos en carpeta, como también a colaborar con el sector, a fin de lograr una oportunidad costo-efectiva en cuanto al beneficio para el ambiente y para el desarrollo competitivo de cada una de las empresas mineras.

“Por ello es que el próximo gran paso es iniciar proyectos en Chile y Argentina, centrados en la explotación de litio y el desarrollo de infraestructura renovable. Con la inversión prevista a partir de 2025, Saka Holding quiere establecer una base sólida en estos países y, desde ahí, expandir sus operaciones a otros mercados de Latinoamérica”, insistió el entrevistado.

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Solar Steel ha anunciado un importante acuerdo para el suministro de 230 MW de sus seguidores solares 1P en el proyecto ubicado en el desierto de Atacama, Chile.  El acuerdo contempla el suministro de más de 3.600 seguidores solares 1P monofila y bifila, con la capacidad de soportar alrededor de 380.000 módulos fotovoltaicos.

Con este proyecto, Solar Steel fortalece su compromiso con la energía limpia y el desarrollo sostenible, aportando soluciones que beneficiarán al medio ambiente, y que también tendrán un impacto positivo en las comunidades locales.

Se espera que la iniciativa impulse la creación de nuevos empleos, dinamizando la economía del país y alrededores, potenciando el acceso a energía limpia para miles de hogares y empresas.

Este movimiento reafirma la posición de Gonvarri Solar Steel como uno de los principales proveedores de tecnología solar en Chile, un país en el que la compañía ha cerrado varios acuerdos significativos en los últimos meses. Su creciente cuota de mercado refleja su ambición por consolidarse como un referente en la región, donde las condiciones geográficas y climáticas ofrecen un terreno ideal para el despliegue de proyectos fotovoltaicos a gran escala.

El proyecto en el desierto de Atacama, famoso por ser el lugar con la luz solar más intensa del mundo, no solo promete maximizar la producción de energía solar, sino también generar un impacto social profundo en la zona. Se vislumbra como un antes y un después para la región, abriendo la puerta a futuros proyectos que seguirán impulsando la transición energética en Chile, y globalmente.

Con este avance, la compañía reafirma su apuesta por un futuro más sostenible y un modelo energético basado en la energía renovable, aportando luz y vida a una de las áreas más desafiantes y soleadas del mundo.

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Genneia, líder en energías renovables en Argentina, presenta su cuarto reporte de sustentabilidad, elaborado una vez más bajo los rigurosos estándares internacionales del Global Reporting Initiative (GRI) y el Sustainability Accounting Standards Board (SASB). Este documento refleja los avances y logros de la compañía en su misión de construir un modelo de negocio sostenible, centrado en la innovación y el desarrollo energético responsable.

En 2024, Genneia marcó un nuevo hito al superar los 1 GW (1.004 MW) de capacidad renovable instalada, consolidando su liderazgo en la transición hacia las energías limpias en el país. Actualmente, la empresa cuenta con el 19% de la capacidad eólica y solar de Argentina, reafirmando su papel como protagonista clave del sector. Con operaciones en seis provincias y un equipo de más de 400 colaboradores, Genneia impulsa el crecimiento económico y social de las comunidades donde está presente.

Este año, el Reporte de Sustentabilidad incorpora por primera vez el enfoque de doble materialidad, evaluando no solo el impacto de la empresa en el ámbito social, ambiental y de gobernanza, sino también cómo los desafíos relacionados con la sustentabilidad podrían influir en el desempeño financiero de la organización. Este enfoque se integra dentro de un modelo de negocio transparente, innovador y con un fuerte propósito de impacto social y ambiental.

Uno de los pilares estratégicos de Genneia es la diversidad e inclusión. En línea con este compromiso, la empresa implementó una Política de Diversidad e Inclusión basada en cuatro principios: no discriminación, igualdad de género, diversidad e inclusión, y confidencialidad en denuncias. Los mismos impulsan a la compañía en su objetivo de alcanzar un 30% de representación femenina en su plantel para el año 2027, buscando promover así la equidad de género en la industria energética.

El reporte también destaca los esfuerzos en la protección de la biodiversidad, integrando la conservación del medio ambiente en todas las etapas de sus proyectos. A través de alianzas estratégicas, la empresa impulsa iniciativas comunitarias de concientización y educación comunitaria, fomentando un desarrollo energético armonioso con el entorno natural.

«Estamos orgullosos del lanzamiento de esta nueva edición de nuestro Reporte de Sustentabilidad, que refleja nuestro compromiso con el desarrollo responsable y la innovación en energías renovables. En un contexto donde la sostenibilidad y la responsabilidad social son imprescindibles, nuestra estrategia ESG (Ambiental, Social y de Gobernanza) guía cada una de nuestras decisiones, alineándose con las mejores prácticas globales para generar valor a largo plazo y contribuir al bienestar de las comunidades y el medio ambiente”, expresó Carolina Langan, Jefa de Sustentabilidad de Genneia.

Además, la emisión de bonos verdes por más de US$ 800 millones en mercados de capitales tanto locales como internacionales ha sido otro factor clave en el crecimiento sostenido de la compañía, fortaleciendo su liderazgo en el desarrollo de energías renovables en Argentina.

Con estos logros, Genneia sigue posicionándose como un referente indiscutible en el fomento de prácticas sostenibles y el desarrollo de soluciones energéticas para un futuro más verde.

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La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) lanza el Premio Bachofen-Ghirelli “Mujeres destacadas de la Energía” para valorar el papel fundamental de las mujeres en el sector eléctrico argentino.

El nombre del galardón rinde homenaje a Elisa Bachofen, primera ingeniera argentina y de Latinoamérica (1917) de la Universidad de Buenos Aires, y Beatriz Ghirelli, primera ingeniera egresada de la Universidad Nacional de La Plata (1938). Con su liderazgo y vocación, marcaron el rumbo para que más mujeres se desarrollen en la ingeniería argentina.

Las candidatas pueden autopostularse o ser propuestas por miembros de distribuidoras asociadas e instituciones relevantes del sector, como Cammesa, Ageera, Ateera, Agueera, universidades, asociaciones profesionales y colegios de ingenieros, entre otros.

La inscripción es gratuita. Deben enviar un correo electrónico a premio@adeera.org.ar con el asunto “Postulación Premio Mujeres”, incluyendo: un resumen de hasta 1.500 caracteres, trabajo técnico de hasta siete (7) carillas y Curriculum Vitae. La fecha límite para la presentación de trabajos es el 13 de diciembre.

Pueden aplicar a tres categorías:

Innovación: se premiará a mujeres que hayan liderado proyectos originales, como el desarrollo de tecnologías avanzadas para la gestión de redes inteligentes (smart grids), la automatización en la distribución eléctrica, o innovaciones en infraestructura de recarga para vehículos eléctricos.
Diversidad e inclusión: esta categoría reconocerá a quienes promuevan un entorno laboral equitativo, mediante programas de formación y mentoría en carreras técnicas, políticas de inclusión para fomentar la participación femenina en roles de liderazgo, y proyectos que impulsen la igualdad salarial.
Sostenibilidad: se elegirá a mujeres que hayan desarrollado iniciativas responsables y eficientes, como la integración de energías renovables en la red de distribución y la reducción de pérdidas de energía, así como el uso de materiales reciclados en la infraestructura eléctrica.

El Premio Bachofen Ghirelli no sólo busca reconocer el talento y la dedicación de las mujeres en el sector eléctrico, sino también inspirar a futuras generaciones a seguir sus pasos. Invitamos a todas las mujeres que cumplan con los requisitos a postularse y ser parte de este homenaje que promueve un sector más diverso, equitativo y sostenible.

Ingresar aquí para conocer las Bases y Condiciones.

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El 29 y 30 de octubre, el JW Marriott Hotel Bogotá será la sede del Future Energy Summit (FES) Colombia 2024, el evento más esperado del sector de energías renovables en Colombia y la región.

Con la participación de más de 500 asistentes y un panel de expertos de alto nivel, este encuentro es una oportunidad única para el desarrollo de networking y la discusión de las últimas tendencias en energías renovables.

Javier Campillo, Viceministro de Energía de Colombia, y Sandra Téllez, Superintendente para Energía y Gas Combustible, encabezarán las discusiones sobre los avances regulatorios y las políticas energéticas del país. Rodrigo Negrete, Director de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA), y Adrián Correa, Director General de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), aportarán su visión sobre los desafíos ambientales y de planificación que enfrenta la transición energética en Colombia.

ENTRADAS DISPONIBLES

El evento contará con la participación de las principales empresas del sector, como Erco Energy, representada por su CEO Juan Camilo López Llano, y Ecoener, liderada por María Juliana Tascón, quienes abordarán el papel del sector privado en la transición energética. Manuel Naranjo, VP Energy en Drummond Energy, y Álvaro Villasante, Vicepresidente de Gestión de Negocios e Innovación en Grupo Energía Bogotá, se unirán para debatir el impacto de las energías renovables en la economía del país.

El panel titulado «Estado de la energía solar fotovoltaica en Colombia» contará con la presencia de Gonzalo Betancur de Ecopetrol, Héctor Nuñez de Sungrow, Mayron Morales de Seraphim, y María Urrea de JA Solar, quienes compartirán su experiencia en el crecimiento de la energía solar en el país. Felipe de Gamboa, Country Manager de EDP Renewables, participará en paneles sobre seguridad energética y diversificación de la matriz energética de Colombia.

La discusión sobre innovación tecnológica estará liderada por Alejandro Ospina de Zelestra, Rubén Borja de Atlas Renewable Energy, Marco Ricci de Solis, y Harold Steinvorth de Trina Solar, quienes compartirán las últimas tendencias en tecnología para energías renovables. Luis Felipe Vélez, Líder Comercial en Celsia, Gracia Candau de Atlántica Sustainable Infrastructure, y John Anderson Holguin Arbelaez de Huawei Digital Power Colombia también ofrecerán su perspectiva sobre el almacenamiento de energía y su papel en la transición energética.

El segundo día comenzará con un Desayuno VIP de Networking donde Adrián Correa y Rodrigo Negrete se reunirán con otros líderes del sector. Natalia García, CEO de Enermant, y Alberto García Feijoo, CEO de Fe Energy Group, participarán en discusiones sobre oportunidades de inversión y financiación en proyectos renovables, junto a Laura Botero de FDN.

ENTRADAS DISPONIBLES

Además, Enrique de Ramón de AES Andes, Orlando Pinilla de AES Colombia, y Oscar Urrea de Chint aportarán su experiencia en la expansión de energías renovables, mientras que Guillaume Fouché de BloombergNEF moderará paneles sobre las oportunidades futuras en la región.

Con el hashtag #FESColombia, el evento busca atraer a profesionales y empresas comprometidas con la transformación energética en Colombia y la región, ofreciendo un espacio de diálogo para avanzar hacia un modelo energético más limpio y sostenible.

La entrada Líderes clave analizarán el futuro energético: cuenta regresiva para el FES Colombia se publicó primero en Energía Estratégica.

El gobierno de Honduras, bajo la administración de la presidenta Xiomara Castro, está llevando a cabo una tarea titánica para el fortalecimiento del sector energético. En miras a recibir apoyo para impulsar el desarrollo de nueva infraestructura, autoridades de la Secretaría de Estado en el Despacho de Energía, Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) y la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) han iniciado una visita oficial a China.

Exclusiva para Energía Estratégica, Erick Tejada, secretario de Estado en el Despacho de Energía y gerente general de la ENEE, confirmó que los primeros días de la gira han sido fructíferos y declaró que entre las prioridades de su viaje se encuentra dar a conocer las licitaciones de generación, transmisión y almacenamiento energético que están abriendo en el mercado hondureño.

“Hay varios objetivos en la visita. El primero es promocionar las licitaciones que están en marcha o que están por liberarse por parte de la ENEE, como la licitación de 1500 MW, la licitación de sistemas de almacenamiento de energía con baterías de litio y las licitaciones de las líneas de transmisión que están en marcha”, manifestó Tejada.

Respecto a la licitación que promete adjudicar en el orden de 1.500 MW de capacidad, es preciso subrayar que si bien aún no fue lanzada, se anticipó que se priorizará la contratación de tecnologías renovables (ver más) por lo que existen muchas expectativas de generadores por participar en esta convocatoria que podría ser la más grande de la historia de Honduras.

Otros procesos de los mencionados por el ministro que ya fueron lanzados involucran la «Contratación para el estudio, diseño, suministro, instalación, pruebas y puesta en servicio de un sistema de almacenamiento de energía con batería conectado a la red (BESS) de una capacidad de 75 MW/300MWh, en la subestación Amarateca» (ver más) y líneas de transmisión claves como la de Terrero Blanco, una infraestructura de 150 km que permitirá cerrar un anillo eléctrico necesario para el país.

Apoyo de Power China y financiación de proyectos renovables 

Uno de los hitos de la visita oficial del contingente hondureño al gigante asiático ha sido la firma de un acuerdo con la empresa estatal Power China, que contempla tres aspectos fundamentales para el fortalecimiento del sector energético hondureño, según compartió el ministro Tejada en su cuenta de X:

1. Cierre amistoso de trabajos finales de Central hidroeléctrica Patuca III
2. Finalización de estudios de factibilidad de Central hidroeléctrica Patuca II-A
3. Estudio gratuito de todo el sistema eléctrico hondureño y desarrollo de esquemas de fortalecimiento del mismo.

Además de estas gestiones, la delegación hondureña busca financiamiento para otros proyectos hidroeléctricos, como Los Llanitos, Morolica III y Patuca II-A, cuyas fases de factibilidad ya están avanzadas. Tejada sostiene que este tipo de infraestructura energética es vital para la diversificación de la matriz eléctrica del país y para asegurar la sostenibilidad de su red.

Además del apoyo en proyectos hidroeléctricos, la delegación hondureña también ha comenzado a explorar tecnologías innovadoras en energía renovable. “Estamos explorando colaboraciones en hidrógeno verde, una tecnología donde China es líder, y en sistemas de almacenamiento de energía, que serán claves para integrar los 750 MW de energía renovable variable que Honduras ya tiene”, enfatizó Tejada.

En este sentido, se destaca el convenio alcanzado con la empresa Windey, que realizará un estudio profundo y gratuito del potencial eólico en Honduras. Estos análisis, según Tejada, serán fundamentales para caracterizar los efectos del cambio climático en el país y para planificar mejor el desarrollo de futuros proyectos eólicos.

La adopción de nuevas tecnologías renovables son pasos decisivos para fortalecer el sector energético y garantizar el crecimiento sostenible del país. Pero aquello no sería todo. El ministro también mencionó como necesario trabajar en una gestión eficaz del financiamiento.

«Otro punto de su visita era ver con los organismos financieros chinos, como el Banco de Industria y Comercio de China (ICBC) y el Eximbank de China, la posibilidad de reperfilar la deuda bancaria de la ENEE que asciende a un poco más de 3.000 millones de dólares», indicó Tejada; por lo que ha mantenido reuniones con autoridades de esos bancos durante esta semana.

Además pudo realizar acercamientos con instituciones transnacionales como el Iniciativa de la Franja y la Ruta (IFR o BRI por sus siglas en inglés), la Organización Mundial para el Desarrollo y la Cooperación en la Interconexión de la Energía (GEIDCO) que es una agencia de cooperación china internacional en materia de energía y con quien se prevé próximamente firmar un convenio para transferencia de tecnología y también formación de capital humano.

De esta manera, la visita de Erick Tejada, secretario de Estado en el Despacho de Energía y gerente general de la ENEE, a China busca marcar un punto de inflexión para el sector energético de Honduras, ya que busca generar nuevos acuerdos que fortalezcan la estructura eléctrica del país. El acompañamiento de Salvador Moncada, embajador de Honduras en China, y de Wilfredo Flores, comisionado de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), ha sido clave para avanzar en las gestiones.

Licitación de 1500 MW: ¿Qué se aprobó y qué falta para que inicie la convocatoria que adjudicaría un 65% renovables?

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Luego de la salida de Eduardo Rodríguez Chirillo y la designación de María Tettamanti al frente de la Secretaría de Energía de la Nación, el Ministerio de Economía mueve las fichas y reordena áreas estratégicas del rubro energético del país. 

Uno de ellos es el nombramiento de Eduardo Hollidge como nuevo gerente general de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) en sustitución de Jorge Garavaglia, quien llegó al puesto durante este gobierno en reemplazo de Sebastián Bonetto. 

Garavaglia es muy cercano a Rodríguez Chirillo, pero hace meses estaba en la cuerda floja y su salida se rumoreó fuertemente desde la llegada de Mario Cairella a la vicepresidencia de CAMMESA.

Y si bien también circuló que dejaría el cargo a finales del presente mes, fuentes cercanas a Energía Estratégica informaron que su desvinculación será de forma inmediata y, por lo tanto, Hollidge ya mismo tomará las riendas de la Gerencia General de la entidad que se encarga del despacho del Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

Hollidge cuenta con una vasta experiencia en CAMMESA desde el año 1980 dentro de la Gerencia de Coordinación Operativa, sumado a que posee el respaldo de Cairella y Daniel González (secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación) para ocupar el puesto ya mencionado y afrontar los diversos retos que se avecinan. 

Entre esos desafíos se destaca el modus operandi a trabajar durante el próximo verano, que se vaticina complicado a nivel energético, e implementar el “Plan de Contingencia y Previsión para meses críticos del período 2024/2026” para reducir o mitigar la crisis del sistema eléctrico ante la falta de reservas de potencia y evitar interrupciones del servicio electricidad en los picos de demanda.

Por otro lado, otro de los fuertes recambios de nombres dentro del sector se da en el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), dado que Osvaldo Rolando sustituirá a Darío Arrué como interventor del organismo, también con el aval de González. 

El nuevo N°1 del ENRE posee más de cuatro décadas en el sector eléctrico, incluyendo la presidencia en la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA) entre 2011 y 2015 y la titularidad de la Subsecretaría de Energía Térmica, Transporte y Distribución Eléctrica de la Nación entre 2015 y 2017. 

Además, antes de ser confirmado como nuevo interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad fue uno de los principales asesores del actual vicepresidente de CAMMESA. 

Es decir que la entidad que regula la actividad eléctrica y controla que las empresas del sector – generadoras, transportistas y distribuidoras Edenor y Edesur – cumplan con las obligaciones establecidas, también tendrá una autoridad cercana a Mario Cairella y Daniel González, quien en su momento advirtieron que llegó para “manejar y ordenar algunos temas y desórdenes” de la cartera energética nacional. 

¿Quienes continuarán?

La designación de María Tettamanti como secretaria de Energía de la Nación no afectará la continuidad de los funcionarios que encabezan la Subsecretaría de Energía Estratégica y sus respectivas direcciones nacionales: Generación Eléctrica, Regulación y Desarrollo del Sector Eléctrico, Infraestructura Eléctrica, y Transporte y Distribución Eléctrica. 

Damián Sanfilippo se mantendrá como subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación tras su nombramiento oficial el pasado 21 de marzo del corriente año, cuando reemplazó a Héctor Sergio Falzone en el cargo (estuvo desde el 8 de enero al 20 de marzo).

Mientras que Maximiliano Bruno también seguirá formando parte de la nómina como director nacional de Generación Eléctrica, rol que ocupa desde mayo del 2022 (sucedió a Mariela Beljansky) durante la etapa de Darío Martínez al frente de la Secretaría de Energía y en el que continuó durante la gestión de Flavia Royón y, posteriormente, Rodríguez Chirillo hasta llegar hoy en día a María Tettamanti.

Cabe recordar que la Subsecretaría de Energía Eléctrica escuchará iniciativas que permitan resolver los contratos truncados del Programa RenovAr, a fin de brindar mayor certeza al sector energético privado del país y ante la falta de la formalización de la Resolución SE 883/2023 que permitía cambiar multas por nuevas inversiones.

Y si bien no será la primera vez que el gobierno tome una medida para destrabar contratos truncados (ya sea del Programa RenovAr o del Mercado a Término), desde el sector renovable esperan que la continuidad de tales autoridades permita finalmente paliar la situación y liberar capacidad que no se construirá. 

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile aprobó el Informe Técnico Definitivo (ITF) del Plan de Expansión Anual de la Transmisión para el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) correspondiente al año 2023.

El documento contempla un total de 45 obras de transmisión, cuya inversión asciende a un total referencial de USD 389 millones, y se estima que iniciarán construcción a partir del primer semestre de 2026.

“El informe técnico definitivo del proceso de expansión 2023 incorpora obras de expansión que, una vez licitadas, construidas y puestas en operación, permitirán garantizar el abastecimiento, mejorar los costos operacionales y robustecer los Sistemas de Transmisión Nacional y Zonal, especialmente en la zona norte y sur del Sistema Eléctrico Nacional”, indicó Marco Mancilla, secretario ejecutivo de la CNE. 

“Estas obras de expansión no solo buscan resolver los problemas de abastecimiento de la ciudad, sino que también busca eliminar los actuales riesgos de los habitantes que residen en la actual franja de servidumbre de las líneas de transporte eléctrico en 220 kV y 110 kV”, agregó.

¿Cómo se reparten los proyectos? 

El Sistema de Transmisión Nacional considera 9 ampliaciones de instalaciones existentes, por inversiones cercanas a USD 30 millones, y otra infraestructura nueva que requerirá USD 22 millones para su puesta en marcha. 

Esto significa que serán tres obras menos – y casi USD 52 millones por debajo – que el anterior informe 2023 de la CNE, dado a conocer en mayo del corriente año. 

La obra de ampliación con mayores requerimiento en este ámbito es aquella vinculada al nuevo patio 500 kV en la subestación eléctrica Nueva Pichirropulli (IM), dado que  ya que tendrá el mayor plazo de construcción (60 meses) y la segunda inversión más alta de esa nómina (USD 8.523.541).

Mientras que el único proyecto nuevo del listado es el sistema de control de flujo para tramos 220 kV Ciruelos – Nueva Pichirropulli, que tendrá 48 meses de plazo de construcción y que consiste en la instalación de equipos de control dinámico de flujo de potencia basados en tecnologías tipo FACTS – SSSC modular monofásico, TCSC, UPFC o equivalente en la línea 2×220 kV Valdivia – Ciruelos en S/E Valdivia, y en la línea 2×220 kV Ciruelos – Cerros de Huichahue en S/E Cerros de Huichahue. 

Por el lado de la transmisión zonal, el informe definitivo de la Comisión Nacional de Energía abarca 35 obras por un valor aproximado de USD 337 millones, las mismas que en el ITF presentado en mayo del 2023. 

Dichos proyectos de infraestructura se reparten entre 22 ampliaciones de instalaciones existentes (USD 110 millones), mayormente de subestaciones eléctricas, y 13 que corresponden a obras nuevas (USD 227 millones).

La particularidad es que el Sistema Zonal A (XV región de Arica y Parinacota;  I región de Tarapacá; y  II región de Antofagasta en forma parcial) engloba casi la mitad de las inversiones requeridas para los nuevos proyectos, siendo la nueva S/E Caracoles y líneas 2×220 kV Caracoles – Liqcau y 2×110 kV Guardiamarina – Caracoles la de mayor demanda económica (USD 44.715.421), que deberá ser construido y entrar en operación, a más tardar, dentro de los 54 meses siguientes a la fecha de publicación en el Diario Oficial.

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El establecimiento de una política nacional clara que priorice el hidrógeno como un elemento clave en la transición energética de México, así como el diseño de un marco regulatorio sólido, atraería inversiones a gran escala en la industria del hidrógeno, revela el estudio Estrategia Industrial de Hidrógeno Limpio para México, elaborado por la consultora EMR para la Asociación Mexicana de Hidrógeno y Movilidad Sostenible (AMH2).

Dicho documento, presentado hoy por Israel Hurtado, presidente de la AMH2, identifica barreras significativas y oportunidades para desarrollar una economía de hidrógeno en el país.

Entre los principales desafíos señala la existencia de pocos incentivos específicos para proyectos de hidrógeno, lo que limita el interés de los inversores.

Durante la presentación de este documento, Israel Hurtado señaló que para seguir avanzando más en el desarrollo de la industria del hidrógeno en México se requieren políticas y regulaciones claras, inversión en investigación y desarrollo, así como una Política de Estado en materia de hidrógeno limpio.

“México no tiene una estrategia nacional de hidrógeno, usualmente es convocada desde los gobiernos, pero nosotros hoy damos un paso hacia adelante y presentamos esta Estrategia Industrial de Hidrógeno, desde el punto de vista industrial, desde el punto de vista de las empresas y desde el punto de vista de la Asociación”, precisó Hurtado.

El estudio también menciona obstáculos como políticas fiscales inadecuadas y la falta de normas establecidas para la producción, transporte y almacenamiento de hidrógeno limpio.

“Abordar estos desafíos es crucial para garantizar la escalabilidad segura y eficiente de la infraestructura de hidrógeno limpio en México”, menciona el estudio.

No obstante, dicho documento destaca que nuestro país tiene oportunidades significativas para emerger como líder en la producción de hidrógeno verde.

Explica que los abundantes recursos de energía renovable del país, especialmente en energía solar, eólica y geotérmica, ofrecen una gran ventaja, por lo que aprovechando estos recursos, México tiene el potencial de producir hidrógeno verde competitivo, tanto para el consumo interno como para la exportación.

Además, señala, la infraestructura de gas natural existente, como gasoductos e instalaciones de almacenamiento, puede reutilizarse para el transporte y distribución de hidrógeno, lo que reduce los costos iniciales de inversión.

El estudio también destaca el potencial del hidrógeno para desempeñar un papel clave en la descarbonización industrial, particularmente en sectores como la refinación de petróleo, la producción de cemento y la fabricación de acero.

Refiere que integrar el hidrógeno en estas industrias de alta emisión no solo reduciría la huella de carbono de México, sino que también aumentaría la eficiencia energética y promovería la seguridad energética al diversificar la matriz energética del país.

La Estrategia Industrial de Hidrógeno para México resalta que el desarrollo de una economía de hidrógeno en México genera importantes oportunidades laborales que abarcan toda la cadena de valor del hidrógeno, desde la producción y logística, hasta la investigación y desarrollo de nuevas tecnologías.

Además, expone que la ubicación estratégica de México como exportador de hidrógeno verde hacia América del Norte y Europa lo posiciona como un jugador crucial en el mercado global de hidrógeno.

El documento subraya que para capitalizar las oportunidades que existen en la industria del hidrógeno, es necesario establecer una Política Nacional de Hidrógeno, ya que resulta esencial contar con un marco regulatorio claro y coherente para guiar las inversiones, estandarizar los procedimientos y garantizar el desarrollo seguro de proyectos.

Así mismo, se requiere desarrollar incentivos y regulaciones, para lo cual el Gobierno debe implementar incentivos fiscales, tales como exenciones de impuestos, incentivos y subsidios, para fomentar la inversión privada en proyectos de hidrógeno.

Además, es vital desarrollar normas de seguridad y estándares técnicos robustos para asegurar el éxito a largo plazo de la industria.

Otro de los factores que el estudio señala como prioridad es fomentar asociaciones público-privadas, toda vez que las colaboraciones entre gobierno y actores de la industria son necesarias para impulsar la innovación, los avances tecnológicos y el desarrollo de infraestructura.

También menciona que México debe seguir construyendo asociaciones con países como Dinamarca, para beneficiarse del intercambio de conocimientos, la transferencia de tecnología y las oportunidades de financiamiento. Esto también posiciona a México como un actor clave en la cadena de suministro global de hidrógeno verde.

El documento destaca como una gran área de oportunidad la capacitación técnica requerida para diseñar, implementar y mantener los sistemas de hidrógeno, y el contar con una infraestructura adecuada y modernizada para el almacenamiento y transporte de este vector energético.

“México posee un alto potencial para la producción de hidrógeno verde, por lo que actualmente 16 proyectos en diferentes etapas de desarrollo se están abriendo espacio, impulsados por la necesidad de reducir las emisiones de carbono y con inversiones estimadas en 20 mil millones de dólares.

“Además, existen 20 iniciativas de proyectos piloto en diversas regiones del país para la producción, consumo y exportación de hidrógeno limpio y sus derivados para diferentes usos y aplicaciones, como el transporte pesado y la descarbonización industrial”, destaca el estudio.

La AMH2 estima que la industria del hidrógeno limpio podría generar inversiones por 60 mil millones de dólares durante los próximos 20 años.

Durante el evento también estuvieron presentes el diputado César Rendón; José Luis Sánchez, consultor de ERM; Dieter Femfert, vicepresidente de la AMH2; Renata Herrera, secretaria del Consejo de la AMH2; Mads Knudsen, de la Embajada de Dinamarca en México; y Manuel Tamayo, tesorero de la AMH2.

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Las energías renovables se han convertido en uno de los temas más relevantes de los últimos años, y para 2023 la región de América Latina generó el 62% de la electricidad con este tipo de energías. Ante esta realidad, compañías como Huawei, líder global en telecomunicaciones y tecnología, han decidido incursionar en el sector de energía solar con su unidad de negocio Digital Power.

Investigadores de la Academia China de Ciencias han estimado que, utilizando datos de radiación solar, se podrían instalar 52,300 millones de paneles solares en todo el mundo, lo que equivaldría a una generación anual de 17,578 teravatios (TWh) de energía, cuatro veces más que la producción energética anual de Estados Unidos.

¿Por qué energía solar?

Las dificultades geográficas en algunos países han llevado a Huawei a innovar en el diseño de infraestructuras de telecomunicaciones, especialmente en regiones rurales donde la electricidad es escasa. Esta situación impulsó a la compañía a interactuar por primera vez con la energía solar. En 2010, estableció una unidad de negocio dedicada exclusivamente a los temas de energía, que más tarde se denominó Energía Digital O Digital Power.

Esta unidad se creó para desarrollar soluciones avanzadas que combinen las últimas tecnologías en energía y digitalización. Su enfoque está en ofrecer infraestructura y herramientas que faciliten la generación y gestión de energías limpias, integrando elementos como la Inteligencia Artificial, Big Data e el Internet de las Cosas (IoT) para optimizar la eficiencia.

FusionSolar: Energía solar inteligente y sostenible

En el ámbito de la energía solar, Digital Power tiene como misión reducir el costo de la energía renovable, mejorar su acceso y fomentar la sostenibilidad a largo plazo. Además, esta unidad de negocio se dedica al desarrollo de soluciones en otras áreas, como almacenamiento de energía y la creación de redes energéticas inteligentes, lo que fortalece la propuesta de valor en este sector.

A diferencia de la percepción común, los productos de Huawei no son paneles solares, sino que se centra en sistemas de inversores solares inteligentes, plataformas de monitoreo en la nube y soluciones de almacenamiento de energía. FusionSolar, nombre dado a la línea de energía fotovoltaica, está diseñado para optimizar y mejorar su eficiencia mediante tecnologías avanzadas de inteligencia artificial. Esta plataforma es adaptable tanto para usuarios residenciales como comerciales, permitiendo que más personas y empresas puedan acceder a una energía limpia y rentable.

Impacto en Colombia y en el Mundo

En 2018, la introducción de soluciones de energía solar marcó un hito significativo en su contribución al desarrollo de proyectos fotovoltaicos en Colombia, abarcando tanto grandes parques solares como soluciones de autoconsumo. La compañía no solo se compromete con la conectividad del país, sino que también brinda asesoría y equipos de alta tecnología para la instalación de sistemas solares en hogares, fincas y pequeños y medianos negocios, impulsando así la transición hacia un futuro más sostenible en el panorama energético colombiano.

Adicionalmente, la compañía ha llevado a cabo proyectos destacados en diversas regiones, mostrando cómo la energía solar puede generar un impacto positivo significativo. A través de alianzas estratégicas con organizaciones como ACOSOL, FISE, SER Colombia, World Energy Council y Latam Future Energy para promover el uso de la energía renovable y respaldar iniciativas de sostenibilidad en el país. Estas colaboraciones son cruciales para la implementación de proyectos que no solo benefician a las empresas, sino que también transforman comunidades enteras.

En cifras

A junio de 2024, Huawei Digital Power ha ayudado con éxito a los clientes a generar 1109.5 mil millones de kWh de energía verde, ahorrar 61.360 millones de kWh de electricidad y reducir las emisiones de CO2 en 527 millones de toneladas, lo que equivale a plantar 719 millones de árboles. La compañía ha sido reconocida por sus esfuerzos, incluyendo el galardón en Intersolar Europe 2023 y la verificación de la Huella de Carbono por BSI en 2022, subrayando su liderazgo en la lucha contra el cambio climático.

“Creemos que la tecnología debe ser un habilitador para resolver los problemas más apremiantes de nuestro tiempo. La transformación digital y energética van de la mano, y es por eso que hemos invertido y continuaremos invirtiendo en soluciones que ayudan a reducir las emisiones de carbono, promover la eficiencia energética y garantizar un futuro sostenible», declaró Diego Tang, director de Huawei Digital Power en Colombia.

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Los próximos 29 y 30 de octubre, el JW Marriott Hotel Bogotá será el epicentro del Future Energy Summit (FES) Colombia 2024, el evento más relevante de energías renovables en Colombia y la región. Con más de 500 asistentes esperados, el evento será una plataforma clave para conectar a los líderes del sector energético, discutir las últimas tendencias y avanzar en la transición hacia un futuro energético sostenible.

Entre los destacados funcionarios públicos se encuentran Javier Campillo, Viceministro de Energía de Colombia, quien abrirá el debate sobre las políticas energéticas del país; Sandra Téllez, Superintendente para Energía y Gas Combustible, abordará los desafíos regulatorios, y Adrián Correa, Director General de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), discutirá la planificación energética del futuro. Rodrigo Negrete, Director de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA), participará en discusiones clave sobre las regulaciones ambientales que impactan el sector renovable.

Héctor Nuñez, North Latam Director de Sungrow, abrirá la discusión en el primer panel del evento, «Estado de la energía solar fotovoltaica en Colombia», junto a otros ejecutivos clave como María Urrea, Head of Sales Colombia en JA Solar, y Orlando Pinilla de AES Colombia, moderado por Raúl Lancheros de ACOLGEN. Este panel proporcionará una visión crítica de cómo la energía solar está configurando el futuro del país.

ENTRADAS DISPONIBLES

El segundo panel, «El rol de las energías renovables en la Transición Energética Justa», contará con Manuel Naranjo, VP Energy en Drummond Energy, y María Juliana Tascón, Country Manager de Ecoener, quienes compartirán sus perspectivas sobre cómo el sector privado está apoyando este cambio. Alejandro Ospina, Country Manager de Zelestra, participará en el panel «Innovación tecnológica y eficiencia en proyectos solares», destacando los avances tecnológicos que maximizan la competitividad en la región andina.

El panel de la tarde titulado «Estrategia renovable de Colombia: Seguridad energética y diversificación» tendrá como protagonistas a Juan Esteban Hernández, Country Manager de EDF Renewables, y Olvia Malagón, Head North Latam en Arctech, quienes discutirán sobre la seguridad energética y la diversificación de la matriz de energía renovable en Colombia. Este panel será moderado por Gastón Fenés, Fundador de Energía Estratégica.

La discusión continuará con el panel de «Renovables, Hidrógeno Verde y Almacenamiento», donde Felipe de Gamboa, Country Manager de EDP Renewables, y Gracia Candau, Country Manager de Atlántica Sustainable Infrastructure, compartirán sus estrategias para incorporar estas tecnologías en el contexto de transición energética del país.

ENTRADAS DISPONIBLES

El segundo día comenzará con un Desayuno VIP de Networking, donde Adrián Correa y Rodrigo Negrete interactuarán directamente con los asistentes. El día incluirá también a Juan Camilo López Llano, CEO de Erco Energy, participando en el panel «Impulso a la transición energética en la región andina», y Alberto García Feijoo, CEO y Fundador de Fe Energy Group, quien moderará el panel sobre «Oportunidades de inversión y financiación en proyectos renovables», donde Natalia García, CEO de Enermant, aportará su visión sobre la financiación en proyectos energéticos.

Con el hashtag #FESColombia, este evento busca atraer a profesionales y empresas interesadas en ser parte del cambio energético en Colombia, creando un espacio de intercambio de ideas y experiencias para continuar avanzando en la transición hacia un futuro más sostenible.

La entrada FESColombia 2024: funcionarios y empresas se darán cita en el evento más importante del año se publicó primero en Energía Estratégica.

La salida de Eduardo Rodríguez Chirillo y la llegada de María del Carmen Tettamanti al frente de la Secretaría de Energía de la Nación abre un nuevo paradigma sobre el rumbo que tomará la política energética de Argentina durante la presidencia de Javier Milei. 

Tettamanti es la 17° persona en ocupar la titularidad de la cartera energética nacional (ya sea como Ministerio, Secretaría o Subsecretaría) desde el inicio del presente siglo, por lo que desde el sector renovable remarcaron una serie de ya existentes y nuevos desafíos y oportunidades que deberá afrontar en el camino de la transición energética. 

“El principal reto es la elaboración de una política seria para el sector. Rodríguez Chirillo habló del mercado de cap & trade, pero no llegó a implementar prácticamente nada”, indicó Marcelo Álvarez, miembro de la Comisión Directiva de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER). 

“Se necesita una política de corto plazo para que el mercado se incremente, y otra de mediano y largo plazo que, en el contexto de la transición energética, sería discutir la ley correspondiente, haciendo las modificaciones adecuadas”, subrayó en diálogo con Energía Estratégica. 

Lo cierto es que, en el ámbito de las renovables, la gestión de Rodríguez Chirillo sólo tomó medidas en torno a la generación distribuida, dado que primeramente desactivó el Fondo para la Generación Distribuida de Energías Renovables (FODIS) y los Certificados de Crédito Fiscal (CCF); y pocos meses después llevó el umbral de la GD de 2 a 12 MW para los usuarios – generadores mayores, sean individuales, comunitarios o comunitarios virtuales. 

Y si bien se mencionó la implementación del mercado de derechos de emisiones de gases de efecto invernadero, la actualización de la ley y estrategia nacional de hidrógeno, y nuevas reglas de juego que faciliten inversiones privadas en la ampliación del sistema de transmisión eléctrica, hasta el momento el gobierno no ha concretado ninguna de esas iniciativas. 

Incluso, desde el sector energético volvieron a poner el foco en la continuidad regulatoria para una mayor participación renovable en la matriz nacional considerando que se acerca la fecha límite prevista para el cumplimiento de los objetivos de la Ley N° 27191.  

“Se debe restablecer la equidad de la agenda, poniendo a las renovables en una prioridad tan importante como el gas y el petróleo. Por caso, la prórroga de la Ley N° 27191 es fundamental, de manera sencilla y concisa para el sector y para los inversores que miran desde afuera”, manifestó Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la Cámara Eólica Argentina (CEA). 

“Es una seguridad jurídica importante, sin perjuicio que mientras tanto pueda haber cuestiones por trabajar, como por ejemplo que los Grandes Usuarios de la Distribuidora (GUDI) salgan de las compras conjuntas, que la obligatoriedad de comprar el 20% de renovables subsista mientras no esté prorrogada la ley, o mismo la libre competencia entre las centrales térmicas y las renovables”, agregó.

De acuerdo al referente de la CEA, la salida de los GUDI de las compras conjuntas (y la flexibilidad para su regreso) traicionaría la demanda de forma directa, lo que le aportará un oxígeno a la misma y a que los proyectos renovables sigan en agenda hasta que se solucionen otros cuellos de botella y la demanda pueda crecer naturalmente.

“El Mercado a Término (MATER) se agota, es finito, y destrabar a los GUDI de las compras conjuntas es relevante, para que puedan comprar renovables y tengan la libertad de volver a las compras conjuntas si así lo desean”, insistió. 

“Asimismo, a Tettamanti le acercaremos las cuestiones que consideramos trascendentales, principalmente sobre la expansión del transporte eléctrico, la transferencia de los contratos PPA a las distribuidoras que hoy no son sujetos de crédito, cómo hacer que ello tenga sus contrapesos y equidades de manera que no afecte las expectativas de los inversores”, concluyó. 

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Honduras busca soluciones inmediatas para garantizar el suministro eléctrico durante el próximo verano. Para hacer frente a una temporada que se prevé desafiante, la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) lanzó licitaciones tanto a nivel nacional como regional, con la meta de asegurar 300 MW de potencia firme.

De acuerdo con Wilfredo Flores, comisionado de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), la intención es clara: “Con 150 MW de contratos nacionales más otros 150 MW del regional, pues esperamos cerrar con 300 MW, que vendrían a cubrir cualquier problema de déficit en el verano siguiente”. Esta combinación permitirá que el sistema eléctrico de Honduras cuente con la capacidad suficiente para evitar cortes de energía durante la temporada de mayor demanda.

Uno de los principales enfoques de la actual administración es promover la transición energética. Y, para acompañar el progreso de tecnologías renovables variables, el comisionado Flores observó que existe la necesidad urgente de contar con potencia firme; por lo que, el regulador considera que antes de dar la bienvenida a tecnologías de baterías para acompañar su despliegue, las alternativas de gas natural se impondrían como “energético de transición” en estas instancias.

Esto ha llevado a la ENEE a buscar soluciones de potencia firme, tanto en el mercado nacional como regional. En el primero de ellos, lanzó un proceso de licitación para el arrendamiento de plantas generadoras de energía con el objetivo agregar 150 MW de potencia firme para el periodo 2025-2026. Este concurso, identificado como UTCD-GG-2024-09-060, abarca plantas con niveles de tensión en 13.8 KV, 34.5 KV y 138 KV. Según detalló Flores, dos empresas han presentado ofertas y actualmente están siendo revisadas.

Además del esfuerzo nacional, la ENEE ha convocado a una licitación en el mercado regional para la adquisición de hasta 150 MW adicionales. Esta licitación está alineada con los procedimientos establecidos en los acuerdos de la CREE y el Tratado Marco del Mercado Regional, lo que garantizaría que el proceso sea transparente y competitivo.

Flores mencionó que este proceso está avanzando conforme a lo previsto: “Se está al día con el cronograma. Así que va viento en popa este proceso”. No obstante, el comisionado exhortó por mejoras en el mercado regional.

“El objetivo del mercado regional era justamente que le sirva a los estados centroamericanos que fueron los que invirtieron en la línea SIEPAC, pero el mercado regional se ha desviado en este objetivo. El caso de Honduras es el más crítico por que el resto de los países le han cerrado las puertas en los últimos dos veranos y esto pues ha venido a desnudar la realidad del mercado regional, en la que el tema de las restricciones no están reguladas y que la integración no solamente debe darse cuando estemos bien sino que cuando se necesite, cuando un país necesite de otro”, señaló.

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El Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) de Brasil lanzó el nuevo Plan de Operación Energética (PEN) 2024 – 2028, con el objetivo de presentar las evaluaciones de las condiciones de servicio al mercado eléctrico. 

El documento plantea la necesidad de realizar estudios de planificación de la expansión para adecuar el suministro de energía y potencia a los criterios de garantía de suministro recomendados por el Consejo Nacional de Política Energética (CNPE), principalmente porque se prevé que la demanda crecerá 3,2% anual, alcanzando una carga de aproximadamente 89,3 GW en promedio en 2028, lo que representa un aumento de alrededor del 13%, si se compara con 2024. 

Para ello, se proyecta que la capacidad eléctrica instalada sumará un total 245 GW, lo que representa un aumento de alrededor de 30 GW, principalmente gracias a 19,3 GW (64%) de la adición de parques eólicos, solares, bioenergéticos y pequeñas centrales hidroeléctricas (pasarán de 62,6 GW a 81,9 GW) y otros 5,8 GW (poco más del 19%) de micro y mini generación distribuida (de 26,4 GW a 42,2 GW). 

Es decir que la participación conjunta de proyectos fotovoltaicos centralizados y MMGD (compuesta casi en su totalidad por paneles solares) evolucionará de 17,5% (al cierre 2023) hasta 26,3% hacia finales del 2028, convirtiendo a la fuente solar en la segunda en términos de capacidad instalada en el Sistema Interconectado Nacional, sólo por detrás de las centrales hidroeléctricas. 

Incluso, el perfil de inversión oscila en los R$ 4900 millones para obras nuevas y R$ 44100 millones para proyectos de ciclos anteriores que no han sido concedidos, grupo que incluye, por ejemplo, obras parques de generación y alrededor de R$ 21700 millones en líneas de transmisión y nuevas subestaciones adjudicadas en subastas pasadas. 

“Otra característica llamativa de la matriz energética eléctrica del SIN es el alto grado de generación inflexible, que en 2025 es del orden del 77% de la carga global del SIN, y en 2028 es del 73%”, complementa el documento.

A pesar que ello representa una gran noticia para el sector renovable, el Plan de Operación Energética también señala que eso produciría un excedente “significativo” de generación en el sistema eléctrico brasileño durante el período diurno de continuar también el avance de recursos energéticos inflexible para ampliar la matriz eléctrica 

Por lo tanto, se destaca la necesidad de que el sector eléctrico brasileño habilite instrumentos que agreguen flexibilidad al SIN, como por ejemplo almacenamiento de energía, recursos centralizados y distribuidos y el empoderamiento de los consumidores para evitar vertimientos de generación.

“El monitoreo continuo de las condiciones meteorológicas e hidroenergéticas, además de las evaluaciones de corto plazo de los dos primeros años del horizonte de análisis de desempeño del SIN, son herramientas esenciales para indicar cualquier necesidad de medidas operativas a deliberar por el CMSE para garantizar la seguridad energética del SIN”, sostiene el PEN.

“Ello incluye la evaluación de posibles articulaciones con agentes del sector, el Ministerio de Minas y Energía, el Ministerio de Medio Ambiente y Cambio Climático, el Instituto Brasileño del Medio Ambiente y de los Recursos Naturales Renovables (IBAMA) y organismos ambientales estatales para flexibilizar restricciones operativas de diversa índole, como uso múltiple de agua y/o ambientales”, agrega.

La efectividad de tales medidas dependerá fundamentalmente del nivel de reserva de energía del SIN para satisfacer la demanda máxima y mitigar los impactos de la variabilidad, por lo que el dimensionamiento adecuado de esta reserva de energía constituirá una evaluación importante de los estudios de planificación de la operación y apoyo a la planificación de la expansión.

Y debido al “alto grado de inflexibilidad” de generación de la matriz eléctrica y el creciente requisito de contar con recursos de respuesta rápida para atender la carga en tiempo real, el  Operador Nacional del Sistema Eléctrico de Brasil no recomienda la inclusión de más generación térmica con alto nivel de inflexibilidad o con un largo tiempo de funcionamiento durante los próximos cinco años

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Cuenta regresiva. La próxima semana se llevará a cabo FES Colombia 2024: los días 29 y 30 de octubre en el JW Marriott Hotel Bogotá, consolidándose como el evento más importante del sector de las energías renovables en la región.

Con más de 500 asistentes esperados y un aforo casi completo, el evento se torna una oportunidad única para conectarse con los principales líderes del sector, desarrollar networking y conocer las últimas tendencias en energías renovables.

Las últimas entradas están disponibles a través de este enlace.

Agenda del Día 1 – Martes 29 de octubre

El primer panel del día, titulado «Estado de la energía solar fotovoltaica en Colombia: Visión de líderes», contará con la participación de Gonzalo Betancur, Gerente de Energía en Ecopetrol; Héctor Nuñez, North Latam Director en Sungrow; Mayron Morales, Sales Manager Colombia en Seraphim; María Urrea, Head of Sales Colombia en JA Solar; y Orlando Pinilla, Director de Ingeniería y Construcción en AES Colombia. Este panel será moderado por Raúl Lancheros, Director de Asuntos Sectoriales en ACOLGEN.

En el segundo panel, «El rol de las energías renovables en el contexto de la Transición Energética Justa en Colombia», estarán presentes Manuel Naranjo, VP Energy en Drummond Energy; Oscar Urrea, General Manager Colombia en Chint; y María Juliana Tascón, Country Manager en Ecoener, bajo la moderación de Álvaro Villasante, Vicepresidente de Gestión de Negocios e Innovación en Grupo Energía Bogotá.

El tercer panel, «La apuesta del sector renovable por la innovación tecnológica y la eficiencia en proyectos para maximizar la competitividad del sector solar en la región Andina», contará con Alejandro Ospina, Country Manager Colombia en Zelestra; Omar Ávila, Regional Sales Manager en Runergy; Alejo López, VP Sales Latam en Nextracker; Harold Steinvorth, Head DG Latam en Trina Solar; Marco Ricci, Latam Sales Manager en Solis; y Rubén Borja, Country Manager Colombia en Atlas Renewable Energy. Jessica Ordoñez, Directora de Sostenibilidad en Invest in Latam, será la moderadora.

ENTRADAS DISPONIBLES

En el cuarto panel, «Estrategia renovable de Colombia: Seguridad energética y diversificación de la matriz», participarán Juan Esteban Hernández, Country Manager Colombia en EDF Renewables; Felipe Morales, Sales Manager Colombia en Risen; Hugo Fernández, Sales Manager Colombia & Ecuador, Utility Business en LONGi Latam; Olvia Malagón, Head North Latam en Arctech; y Gracia Candau, Country Manager Colombia en Atlántica Sustainable Infrastructure. Este panel estará moderado por Gastón Fenés, Fundador de Energía Estratégica/Strategic Energy Corp.

El quinto panel del día, «Renovables, Hidrógeno verde y almacenamiento en un contexto de transición energética», reunirá a Luis Felipe Vélez, Líder Comercial en Celsia; Mónica Gasca, Presidente Ejecutiva de la Asociación Colombiana de Hidrógeno; Katharina Grosso, Gerente Comercial y BI de Soluciones Energéticas en Promigas; Roberto Lares, Managing Director en Wärtsila; y Alberto Mejía Reyes, Gerente de Mercado Mayorista en EPM, bajo la moderación de Guido Gubinelli, Director Periodístico en Energía Estratégica.

En la tarde, el panel titulado «Energía Eólica Onshore & Offshore: Panorama de inversiones, oportunidades y desarrollos en la región Andina» contará con Albert Sunyer, Managing Director México y Colombia en Nordex Group; Enrique de Ramón, Business Development VP en AES Andes; Camilo Restrepo, Gerente Risk Management Leader Energy & Power en Marsh; y Felipe de Gamboa, Country Manager Colombia en EDP Renewables. La moderadora será Kathrine Simancas, Directora de Energía & Gas en ANDESCO.

El siguiente panel, «La Generación Distribuida y el almacenamiento: Aliados clave de la Transición Energética», incluirá a Nicolás González, Product Specialist en Sungrow; Jorge Iván Ospina Canencio, Service and Product Manager Colombia en Solis; Luis Contreras, Managing Director en Yingli Solar; Andrés Azula, Solution Engineer South America en GoodWe; Luciano Silva, Product Manager LATAM en Trina Storage; y John Anderson Holguín Arbeláez, Desarrollador de Negocios en Huawei Digital Power Colombia. Diandra Ruiz, Account Manager en Invest in Latam, será la moderadora.

Finalmente, el último panel del día, «Los retos de la transición energética en la región Andina», estará conformado por Camilo Rincón, Vicepresidente en ACOSOL; Roberto Cajamarca, Director de Gestión del Conocimiento en ADELAT; Danny Ramírez Bastidas, Director en IPSE; Diana Bermúdez, Líder en Cooperación y Relacionamiento en FENOGE; y Alejandra Hernández Saravia, Presidente Ejecutiva de SER Colombia. Este panel será moderado por Kathy Ardila, Commercial Manager en Future Energy Summit.

ENTRADAS DISPONIBLES

Agenda del Día 2 – Miércoles 30 de octubre

El segundo día del evento comenzará con un Desayuno de Networking VIP en el que participarán Adrián Correa, Director General de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), y Rodrigo Negrete, Director General de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) Colombia. El moderador de esta conversación destacada será Gastón Fenés, Fundador de Energía Estratégica/Strategic Energy Corp.

El primer panel de la mañana, «La apuesta renovable en la región Andina: Visión de actores clave», contará con Javier Campillo, Viceministro de Energía de Colombia; Omar Ávila, Regional Sales Manager en Runergy; Nicholas Serrano, Technical Manager Latam en Seraphim; Javier Salinas, Sales Manager Latam en Nextracker; Camilo Bejarano, Sales Manager Utility en JA Solar; y Sandra Téllez, Superintendente para Energía y Gas Combustible en la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Guillaume Fouché, Business Director Latam en BloombergNEF, será el moderador.

El segundo panel del día, «Impulso a la transición energética en la región Andina: Oportunidades, proyectos destacados y visión de futuro», incluirá a Juan Camilo López Llano, CEO en Erco Energy; José Antonio Pérez, Sales Director ESS en Jinko Solar; Carlos Burgos, Senior Sales Manager en Canadian Solar; y Oscar Urrea, General Manager Colombia en Chint. Este panel será moderado por Alberto García Feijoo, CEO & Founder de Fe Energy Group.

ENTRADAS DISPONIBLES

El tercer panel, «Estrategias de inversión, financiación y logística de proyectos renovables en Colombia», contará con Natalia García, CEO en Enermant; Angie Salom, Manager Energy LAC en FMO; Thomas Cremer, Local Representative Satellite Colombia en DEG Invest; Andrés Restrepo Mesa, Director de Finanzas Estructuradas en Davivienda; y Laura Botero, Gerente Comercial y de Finanzas en FDN. Juan Carlos Badillo, Managing Partner en AtZ Investment Partners, será el moderador.

Finalmente, el evento cerrará con el panel titulado «Innovación constructiva y desarrollo tecnológico como aliados de la competitividad del sector energético en la región Andina», que contará con Ximena Castro Leal, Gerente Comercial Colombia en DIPREM; Marisol Neira, Latam Key Account Director en ZNShine; Juan Camilo Navarrete, Sales Director Latam en Astronergy; Vitor Rodrigues, Director Técnico Latam and Iberia en GCL; y Cristian Triana, Business Lead en Greenyellow Colombia. Kathy Ardila, Commercial Manager en Future Energy Summit, será la moderadora.

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La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) está trabajando para que Colombia pueda incorporar aproximadamente 1 GW de energía renovable anualmente, adelanta Adrián Correa Flórez, director de la entidad, en diálogo con Energía Estratégica.

Para alcanzar este objetivo, la UPME creó el “equipo 6G”, un grupo técnico multidisciplinario que brinda apoyo a los desarrolladores de proyectos energéticos, desde los trámites iniciales hasta la puesta en marcha.

Correa Flórez destaca la importancia de este grupo de profesionales en la aceleración de procesos clave, “que hace un acompañamiento cercano al desarrollo de todos estos proyectos”. Este equipo técnico está compuesto por ingenieros, abogados, especialistas ambientales y sociales, quienes apoyan en diversas etapas, como la gestión de permisos ante alcaldías, licencias ambientales, contratos de conexión y pruebas con el operador del sistema XM.

El titular de la UPME subraya que se está acompañando especialmente a los proyectos eólicos en la Guajira, que jugarán un papel central en la matriz energética del país. “Esperamos que podamos estar incorporando anualmente algo cercano a una giga”, remarca el funcionario, afirmando que este es un ritmo saludable de incorporación de nueva energía renovable al sistema.

Segundo ciclo de asignación de puntos de conexión

Por otra parte, la UPME avanza en el segundo ciclo de asignación de puntos de conexión, un proceso crucial para el desarrollo de nuevos proyectos renovables. Correa explica que la entidad ya ha publicado las capacidades disponibles en la red de transmisión, lo que permitirá a los desarrolladores conectar sus proyectos al Sistema de Transmisión Nacional.

En 2023, el primer ciclo de asignación culminó con más de 8 gigavatios adjudicados, pero Correa advierte que en este segundo ciclo «la capacidad a asignar será menor que en el ciclo pasado, porque ya asignamos la máxima capacidad posible». No obstante, el funcionario señala que el proceso sigue siendo clave para habilitar nuevas inversiones en el sector.

Modificación de la resolución 075 en 2025

La UPME también planea una reforma del esquema de asignación de capacidad actualmente regulado por la resolución 075, que será revisada en 2025. “Este proceso tiene que ser reformado, tiene que ser ajustado porque necesitamos generar mecanismos que blinden un poco el que las solicitudes presentadas sí tengan alta probabilidad de ser posteriormente ejecutados y desarrollados”, sostiene Correa.

Además, la UPME trabaja en ordenar las señales de expansión y en hacer que la asignación de capacidad esté alineada con un plan de expansión de generación, de manera que la asignación de capacidad responda a las necesidades tecnológicas y geográficas del país. La reforma busca garantizar que los proyectos adjudicados en los próximos años sean más viables y eficientes.

Balance del Segundo Paquete de Obras Urgentes y el impacto en la transmisión

Correa también compartió que la UPME ha tenido uno de sus años más productivos en cuanto a obras de transmisión. “Hemos ya sumado inclusive más de 10 obras aprobadas, que se posiciona ya como uno de los años más prolíficos y más eficientes en términos de nuevas obras de transmisión en la historia de la unidad”, resalta Correa, al referirse al Segundo Paquete de Obras Urgentes.

Entre las obras más destacadas está la instalación de compensadores síncronos en el Caribe colombiano, una tecnología que mejora la estabilidad del sistema y permite la incorporación de más proyectos solares. “Esto nos pone a la vanguardia en los sistemas de transmisión en toda la región”, añade Correa.

Asimismo, subraya la importancia de la obra en el departamento del Chocó, que por primera vez contará con una obra del Sistema de Transmisión Nacional. “Estas obras, fuera de lo importante para la prestación del servicio, realmente son apuestas que transforman regiones porque las vuelven más competitivas”, asegura Correa.

Con estas nuevas infraestructuras, la UPME prevé que se podría despachar entre 3 y 5 gigavatios adicionales de energía renovable en los próximos años, lo que será fundamental para modernizar el sistema eléctrico colombiano y permitir la transición hacia una matriz más limpia.

La entrada UPME trabaja para que se conecten 1 GW de renovables por año brindando apoyo técnico especializado se publicó primero en Energía Estratégica.

La semana pasada, México aprobó la reforma del artículo 25, 27 y 28 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos (CPEUM), en materia de áreas y empresas estratégicas. En el sector energético, esto implica que CFE y Pemex vuelven a ser concebidas como empresas públicas y tendrán prioridad en el mercado. 

Aquello ha despertado voces en contra, no sólo en la sesión de votación de la Cámara de Senadores y en Diputados con mociones de pedido de suspensión, sino también en el sector privado que verá reducida su participación en el mercado frente a las empresas de un Estado que será juez y parte si además se dan a lugar la desaparición de los órganos reguladores en materia energética, como la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).    

“Con esta nueva reforma energética, sumado al tema de los fideicomisos y los reguladores que se están eliminando, no nos queda muy claro cómo van a quedar los trámites en el sector energético, quién va finalmente a poder gestionar nuestras solicitudes y cuáles van a ser las ventanillas disponibles para poder hacerlo”, planteó Ángel Mejía Santiago, presidente de la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica A.C. (AMIF), observando que se debería trabajar por mayor fluidez para lograr trámites expeditos. 

Ante este escenario complejo, la iniciativa privada está atenta al avance de la implementación de nuevas medidas porque esta podría contribuir al despliegue de nueva capacidad renovable variable, como aquellas que se darían tras la reciente aprobación de las Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACGs) para la integración de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica al Sistema Eléctrico Nacional, y otras por venir. 

“Creemos que estos esfuerzos van a ser en beneficio de poder incrementar la participación de tecnologías como la solar o eólica, pues las soluciones de almacenamiento sobre todo van a darle confiabilidad a la red aquí en México y van a ayudar de alguna manera la penetración de renovables”, señaló Ángel Mejía Santiago.   

Al ser las DACGs, como su nombre lo indica, de carácter general, de acuerdo con el referente empresario se tendrán que hacer varias aclaraciones y también varios manuales para poder autorizar la interconexión de este tipo de soluciones.  

Hasta tanto ello suceda, para dar lugar a nuevas inversiones con energía solar y baterías tanto en gran escala como en generación distribuida, la iniciativa privada ya explora modelos de negocio posibles y estrategias como peak shaving que generen retornos interesantes para los usuarios.  

“Creemos que pueden abrirse nuevas oportunidades de negocio aquí en México que los asociados de AMIF tienen que aprovechar al integrar tecnologías de almacenamiento de energía en baterías con sistemas de paneles solares”, consideró el presidente de la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica A.C. (AMIF). 

Y explicó: “Siempre queda un limbo en clientes entre 500 kW y 5 MW, que creemos que con este tema de almacenamiento y si se dan los mecanismos suficientes para que las aprobaciones de los proyectos sean lo más fácil posible en temas de burocracia, abrirá una muy buena oportunidad para todas estas empresas”. 

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El gobierno de la provincia de Buenos Aires inaugurará dos nuevos parques de generación solar con almacenamiento, que se ubicarán en las localidades Polvaredas y Del Carril, partido de Saladillo, en el marco del Programa Provincial de Incentivos a la Generación Distribuida (PROINGED).

El proyecto Del Carril cuenta con 910 paneles fotovoltaicos monocristalinos de 550Wp cada uno (total de 550 kW de potencia pico) y 140 baterías con una capacidad de almacenamiento total de casi 1300 kWh. Mientras que la planta solar Polvaredas posee 250 kWp de potencia, repartidos en 455 módulos FV monocristalino, y 650 kWh de almacenamiento (84 baterías)

Los parques suman una inversión cercana a los USD 2.850.000 y son los primeros dos proyectos conectados a la red de distribución del PROINGED que incluyen generación renovable + storage, hecho que representó un desafío para su puesta en marcha. 

“Esta innovación tecnológica amplía el sistema de despacho de la energía, permitiendo inyectar y atender demandas que se encuentran por fuera del horario de generación solar. Para ello, cuenta con un sistema inteligente que administra los recursos para optimizar su rendimiento”, explicó Carlos Fuhr, coordinador del área técnica del PROINGED. 

“En función de las demandas de las localidades, estamos en la etapa de programación correcta para que las baterías no cumplan más de un ciclo diario, y que se abastezca el parque, considerando que los picos de consumo de las zonas son entre las 12 a 15 hs, justo cuando el parque tiene la máxima radiación solar”, complementó en diálogo con Energía Estratégica.

Es decir que si bien ambos parques ya están conectados a la red, al ser primera vez que el gobierno bonaerense utiliza baterías de litio, comenzó con chequeos con telemedición para aumentar paulatinamente la operación del BESS en la etapa de pruebas para el correcto funcionamiento de los paneles solares y las baterías. 

Con estos nuevos Parques solares, Saladillo suma un total de 3 plantas operativas (el restante es una central de 330 kWp ubicada en la localidad de Cazón), sumando para el conjunto del partido un total de 1 MWp solar, con los cuales se abastece a un más de 600 hogares con un consumo promedio de 200 kWh mensual y un ahorro de emisiones de CO2 de 800 toneladas al año.

Y a nivel provincial, Buenos Aires totaliza 28 plantas solares operativas bajo el PROINGED por un total de 9,6 MWp, con una generación promedio anual de 14.000 MWh año (más de 6.000 hogares), lo que implica un ahorro en emisiones de 7.600 toneladas de CO2 al año.

¿Qué representa para la provincia la inauguración de los parques?

“Responde a dos objetivos principales: dar respuesta a la necesidad de mejora del servicio eléctrico en el partido y avanzar en la innovación tecnológica respecto a la generación de energía fotovoltaica. Al ser los dos primeros parques con esta tecnología que se instalan en la PBA, servirán como experiencia para explorar su replicabilidad en otras localidades”, indicó Gastón Ghioni, subsecretario de Energía de la provincia de Buenos Aires.

Además, la Subsecretaría de Energía trabaja con un Plan Estratégico de Transición Energética que busca integrar y promover la diversificación de la matriz de generación, con foco principal en las renovables y la generación distribuida un “pilar imprescindible” a desarrollar, junto con la eficiencia energética y la realización de obras de transporte eléctrico necesarias para la red. 

“Venimos trabajando fuertemente en reglamentar y fomentar la GD. A partir de la Reglamentación provincial se empezó a trabajar en la realización de encuentros de capacitación y difusión en distintos municipios en los que se difunden y profundizan sus beneficios y aplicaciones. Adicionalmente, nos encontramos trabajando en el diseño de la normativa necesaria para dar lugar a proyectos de distribuida comunitaria, que será un paso importante para incorporar otros actores”, agregó.

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El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile publicó la actualización de su Hoja de Ruta para una Transición Energética Acelerada, en la que analiza en detalle los desafíos que tiene el proceso y los pasos para la operación del sistema hacia el 2030. 

El documento prevé altos niveles de inserción de energías renovables no convencionales (ERNC), a tal punto que incluye el retiro de más centrales térmicas a carbón y que las ERNC pasen de poco más del 30% (alcanza hasta un 70% en ciertos horarios) al 100% de la matriz para comienzo de la siguiente década. 

Y por lo tanto, remarca que se dará un cambio de recursos principalmente síncronos convencionales a aquellos basados en electrónica de potencia o inversores, equilibrando volúmenes crecientes e inciertos de ERV y sistemas de almacenamiento (de más de 4 horas).

Incluso, en los procesos de conexión por acceso abierto que lleva adelante el Coordinador, se identifica una capacidad de almacenamiento de 9,8 GW, con una duración aproximadamente 4 horas, equivalente a 40,6 GWh aprobados para declararse en construcción, por lo que se espera que buena parte de dichos proyectos se vayan materializando durante los siguientes años.

“Asimismo, se deberá permitir una operación cada vez más descentralizada, dada por la creciente integración de energía proveniente de recursos energéticos distribuidos, como los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD)”, agrega el documento. 

Pero para ello, el organismo encargado de la coordinación de la operación del sistema plantea la necesidad de una serie de reformas regulatorias profundas al diseño y funcionamiento del mercado eléctrico, a la forma como se desarrolla y planifica la red, a las especificaciones y requerimientos técnicos de las nuevas tecnologías que habilitarán la transición energética.

Primeramente, sugiere la necesidad de cambiar el sistema de tarificación mayorista hacia un esquema basado en ofertas vinculantes de energía, potencia y servicios complementarios, sumado a la adopción de acciones “urgentes” para nuevas obras de transmisión eficientes y seguros, a fin de que no estancar la construcción de proyectos renovables. 

“Actualmente, la normativa no da señales de localización de mediano y largo plazo a las futuras centrales generadoras, por lo que éstas, muchas veces, se instalan en áreas congestionadas en capacidad de transmisión, limitando su aporte y forzando expansiones de la red. Resulta fundamental una asignación eficiente de los costos de transmisión entre los actores del mercado eléctrico, de forma tal que no recaiga solo en los consumidores el costo del desarrollo de esta”, detalla la Hoja de Ruta.

Una de las obras claves consideradas es la línea de transmisión de corriente continua (HVDC) Kimal-Lo Aguirre, dado que permitirá transferir 3000 MW renovables desde el norte al centro del país y así evitar los vertimientos que hoy en día están en altos niveles históricos. 

Mientras que por el lado de las licitaciones de suministro también se propone una “profunda revisión” (hecho ya esbozado por el sector), considerando que generalmente hubo adjudicaciones por criterios de provisión de energía al menor precio, aunque en las últimas licitaciones se han incluido consideraciones para hacer más competitiva la provisión de energía 24/7 mediante, por ejemplo, sistemas de almacenamiento.

“Adicionalmente, el proceso de descarbonización requiere que la nueva generación renovable que se incorpore no solo reemplace las fuentes de generación de energía que se retiran, sino, también, que cuente con los atributos que éstas últimas aportan a la seguridad y calidad de servicio”, manifiesta el archivo. 

“Junto con lo anterior, se deberían identificar las particularidades y restricciones que se produzcan a nivel global y zonal, según la localización de las energías renovables y la salida de generación en base a combustibles fósiles, evaluando la conveniencia o necesidad de establecer distinciones, de acuerdo a la realidad de cada zona del SEN, red única en el mundo, con una topología y extensión sólo comparable al sistema eléctrico de Australia”, subraya.

Por todo ello y más es que, la Hoja de Ruta para una Transición Energética Acelerada del Coordinador estará abierta a comentarios y observaciones de los distintos grupos de interés hasta el viernes 8 de noviembre, mediante el correo electrónico hojaderuta@coordinador.cl.

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Genneia y Laboratorio CDV, compañía dedicada a la elaboración de biológicos para la salud animal, anuncian un acuerdo estratégico que contempla el 80% de abastecimiento de energía limpia a las tres plantas elaboradoras de vacunas veterinarias ubicadas en el Parque Industrial de Pilar.

Con casi 40 años de experiencia en la investigación y elaboración, a gran escala, de biológicos para la sanidad animal, CDV cuenta con dos modernas plantas de producción organizadas según áreas de trabajo, diseñadas de acuerdo con normativas nacionales e internacionales de calidad y bioseguridad.

La reciente alianza entre ambas compañías se formaliza a través del sistema privado Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), estableciendo un contrato de suministro de energía verde para sus plantas durante un período de siete años, con la opción de ser renovados. La energía renovable provendrá de un conjunto de activos de Genneia, compuesto por parques eólicos y solares.

El consumo energético de ambas plantas es de 6400 MWh por año, lo que equivale al consumo promedio de 17.225 hogares argentinos. Esto significa que alrededor de 5120 MWh consumidos son de origen renovable.

CDV está presente en múltiples mercados globales, ofreciendo una amplia variedad de productos y servicios enfocados en la prevención. Su portafolio incluye vacunas virales y bacterianas, vacunas contra la Fiebre Aftosa, además de reactivos y servicios de diagnóstico.

“En 2024, logramos que nuestras dos plantas operen con energía eléctrica proveniente de fuentes renovables, gracias a los acuerdos de provisión de energía verde que firmamos en 2023, también se sumará en esta línea nuestra tercera planta en desarrollo que estará operativa en 2025. Esto nos permitirá aumentar la producción en beneficio de la sanidad animal, al mismo tiempo que preservamos el ambiente. Los altos estándares de calidad que ofrecemos en nuestras plantas de elaboración, alineados con las exigencias de los mercados internacionales, refuerzan nuestro compromiso con el concepto de ‘One Health’, una visión que reconoce la interconexión entre la salud humana, la salud animal y la salud del ecosistema.” afirmó Juan Roô, gerente General de Laboratorio CDV.

Por su parte, Gustavo Castagnino, director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad | ESG de Genneia agregó: “Estamos orgullosos de poder brindar energía verde a una de las compañías de sanidad animal más importantes de Latinoamérica. Esta acción nos permite continuar avanzando en un cambio cada vez más sólido en materia de energías renovables para descarbonizar los procesos industriales”.

Genneia también acompañará el desarrollo de la Planta 3 del Laboratorio CDV

Tras una inversión de 80 millones de dólares, Laboratorio CDV se encuentra en una etapa avanzada de construcción de su tercera Planta de elaboración de vacunas generales dentro del Parque Industrial Pilar, que estará operativa durante el primer semestre de 2025. Este nuevo espacio de producción está diseñado bajo las exigencias establecidas por la clasificación internacional de planta clase mundial o World Class Manufacturing, con la visión de adoptar las características de “industria verde» para optimizar los recursos y transformarla en un espacio eficiente, incorporando diseño, tecnología e innovación en sus tres pilares principales: la construcción, el equipamiento y la eficiencia de la gestión de los recursos naturales. 

Juan Roô afirmó que: “Creemos que estamos dando un paso firme hacia la sostenibilidad al lograr que el 80% de todas nuestras operaciones provengan del consumo de energías renovables por parte de Genneia, la compañía líder en Argentina en la generación de energías limpias que en el 2024 alcanzó 1 GW de capacidad instalada. Esta incorporación se traduce en la reducción de emisiones ambientales, en donde la compañía ya cuenta con diversos parques certificados internacionalmente por Verified Carbon Standard (VCS). Esto le permite entregar Certificados de Reducción de Emisiones de CO2 y, desde nuestra compañía, podremos compensar las emisiones productivas, logrando disminuir nuestra huella de carbono, logrando un proceso de offset o cancelación de emisiones ambientales.”

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Javier Milei y Mauricio Macri reconocieron la cooperación para el recambio de nombres al frente de la Secretaría de Energía de Argentina, que días atrás implicó la salida de Eduardo Rodríguez Chirillo y el ingreso de María del Carmen Tettamanti.

“Nos han pedido colaboración en términos de reforzar el equipo de Energía. Pero todavía no hablé con la Fundación Pensar, que es la que está trabajando”, declaró públicamente quien gobernó el país entre 2015 y 2019. 

“Trabajamos regularmente con Macri y tenemos un diálogo muy profundo”, sentenció el actual presidente de la Nación al ser consultado sobre los dichos del ex-mandatario durante la salida de un coloquio organizado por el Instituto para el Desarrollo Empresarial de la Argentina (IDEA). 

Cabe recordar que Macri fue uno de los políticos de mayor peso que respaldó al líder de La Libertad Avanza (LLA) durante la campaña electoral, principalmente desde el momento que Patricia Bullrich (candidata de Juntos por el Cambio y actual ministra de Seguridad de la Nación) no ingresó al balotaje, en el cual Milei resultó ganador.

Mientras que por el lado de la flamante secretaria de Energía trabajó durante el segundo semestre del 2023 como responsable de gas de la Mesa de Energía de la Fundación Pensar, el think tank que elabora estrategias electorales y políticas públicas para Propuesta Republicana (PRO), liderado por Macri. 

Es decir que María del Carmen Tettamanti reportaba directamente a Emilio Apud, ex-titular de la cartera energética nacional entre abril y marzo de 2001 y quien también fue asesor energético de Bullrich durante las elecciones presidenciales que se realizaron el año pasado.

A partir de ese asesoramiento surgió la propuesta para “reordenar la economía y potenciar la producción de Argentina”, que incluyó una serie de reformas para la industria energética y retomar el impulso que tuvieron las renovables hasta 2019, en los que se adjudicaron más de 190 proyectos por 5133 MW de potencia.

Además, Tettamanti tiene 60 años, ha sido una persona de consulta del secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, y posee una vasta carrera de más de tres décadas en el sector, esencialmente en distribución de gas natural, con pasos en  Camuzzi Gas Pampeana, Total Austral, Albanesi y Metrogas.

Sumado a que es licenciada en Economía recibida en la Universidad Nacional de La Plata (UNLP), con un máster en la Universidad del UCEMA, y distintos cursos en economía ambiental y energías renovables. 

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Guatemala fue el escenario del XXI Encuentro de Reguladores Energéticos. Este evento organizado por la Asociación Iberoamericana de Entidades Reguladoras de la Energía (ARIAE) se llevó a cabo en Antigua Guatemala, del 14 al 18 de octubre del 2024.

Por el país anfitrión participaron autoridades de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), quienes se refirieron a sus avances no sólo regulatorios en torno a energías renovables y almacenamiento energético sino además en relación a la licitación PEG-5, la convocatoria de largo plazo que promete la mayor contratación de potencia y energía de la historia de Guatemala.

«Hablamos ahí de que estamos a las puertas de una licitación y que, tal como está nuestro cronograma, nosotros vamos a liberar los términos de referencia a finales de este mes»,  declaró Luis Romeo Ortiz Peláez, presidente de la CNEE.

Y, en conversación con Energía Estratégica, anticipó: «Dentro de esas bases de la licitación estamos tratando de dar mensajes claros, de tal manera que los inversionistas puedan hacer un balance en la medida correcta de los riesgos que puedan ellos asumir o absorber».

No sería la primera licitación de la que participa este organismo regulador del sector eléctrico. De hecho, su comisionado presidente consideró que todos los procesos precedentes han tenido buenos resultados:

«Cuando miramos la historia de nuestras licitaciones casi que me atrevería a decir que todas han sido exitosas, cada una con sus propias particularidades, ¿verdad?, pero han sido exitosas», valoró Luis Ortiz, contemplando no sólo las convocatorias vinculadas al Plan de Expansión de Generación desde la PEG-1 y la PEG-4, sino además la edición previa del 2008.

Ahora bien, durante el XXI Encuentro de Reguladores Energéticos desde la CNEE pudieron no sólo compartir la experiencia local sino también tomar en consideración algunas lecciones aprendidas de otros mercados como el chileno y costarricense, que les permitirán anticiparse ya no sólo a cuestiones técnicas a tener en cuenta en próximas propuestas de Términos de Referencia para licitaciones, sino también a sentar las bases para nuevas regulaciones y normativas para tecnologías que puedan acompañar la transición energética de los distintos mercados.

«Un abordaje interesantísimo fue sobre el hidrógeno verde. Pudimos ver las experiencias de Chile, sobre todo, que es tal vez uno de los países que tienen más avanzado el tema en la región. Realizaron una presentación de qué es lo que han alcanzado en proyectos y cuál es el tipo de regulación que tienen».

«Los biocombustibles ha sido otro tema que se ha tratado bastante. Unas presentaciones de Costa Rica estuvieron destinadas a cómo ellos han ido promulgando algunas leyes tratando de provocar más el crecimiento de los biocombustibles para acompañar su transición energética», amplió el presidente de la CNEE, entre las temáticas más importantes que se versaron en el evento de reguladores.

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La Asociación Brasileña de Energía Eólica y Nuevas Tecnologías (ABEEólica) espera que el proyecto de ley de eólica offshore avance en el Congreso luego de las elecciones municipales que se están llevando adelante en el país (hasta el 27 de octubre). 

Elbia Gannoum, directora ejecutiva del gremio, señaló que la agenda legislativa relacionada con la transición energética podría acelerarse una vez finalizados los comicios, permitiendo que Brasil avance en la implementación de esta tecnología.

“La agenda del Congreso está siendo destrabada desde las aprobaciones de los proyectos de ley de hidrógeno. Luego vino una lista de proyectos importantes para que Brasil pueda realmente posicionarse como líder en la transición energética; siendo aquel de eólica offshore el próximo en la lista”, indicó durante un evento. 

Dicha iniciativa es considerada crucial porque regula el suministro y concesión de áreas para la exploración de energía eléctrica renovable offshore, por lo que el avance de proyectos eólicos marinos parecería estar cada vez más cerca. 

Con ello, el Poder Ejecutivo podrá asignar áreas sujetas a la instalación de equipos de generación; aunque las mismas no podrán estar en campos petroleros, rutas de navegación marítima o áreas protegidas por la legislación ambiental. 

En aquellas zonas cercanas a bloques petroleros, los operadores tendrán preferencia para obtener la subvención, debiendo ser escuchada previamente y demostrar si existe incompatibilidad entre las actividades (electricidad con exploración petrolera).

A ello se debe agregar que los sectores a los que se concederá la explotación de energía eléctrica offshore podrán ser objeto de cesión para otras actividades, siempre y cuando exista compatibilidad  y se cumplan los requisitos y condiciones técnicas y ambientales, como por ejemplo la exploración minera submarina.

Para que el proyecto de ley avance, el senador Weverton Rocha debe presentar el informe respectivo para que su tratamiento en la Cámara (y posible aprobación) sea antes de fin de año. Hecho que abriría las puertas a las bases para la primera subasta de cesión de uso del mar para proyectos renovables. 

“Ya que existen avances en las discusiones, creo que es posible considerar al 2025 como el año para realizar la primera licitación eólica offshore. Una vez con la cesión en mano, los empresarios trabajarán para obtener la licencia y necesitará alrededor de tres años para ello”, aseguró Gannoum. 

“Es decir que, en el mejor de los casos, la tendrán para el 2028 y luego empezará la construcción de los parques, que podrían estar en funcionamiento en 2030-2031, donde tendremos otro Brasil, otra estructura de demanda de energía guiado por una política industrial y enfocado en la descarbonización de la economía”, concluyó. 

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Trinasolar, proveedor líder mundial de soluciones integrales de energía fotovoltaica inteligente, participó activamente, a través de Trina Storage, en Energy Storage Summit Latin America 2024. Es la tercera vez que el evento mundial de almacenamiento energético llega a la región latinoamericana, eligiendo Chile como su destino, dado su liderazgo en materia de almacenamiento en los últimos años.

La cumbre reunió a expertos de la industria, y se consolidó como el espacio ideal para debatir el futuro del almacenamiento de energía en el escenario de transición energética que experimenta la región, con el país a la cabeza gracias a sus 1,3 GW de proyectos operativos y 6,4 GW en desarrollo.

Durante la cumbre, la unidad de negocio especializada en BESS presentó sus soluciones innovadoras de almacenamiento de energía, recibiendo una respuesta muy positiva por parte de los asistentes.

«Hubo un gran interés en conocer nuestros productos, especialmente nuestras celdas de litio de fabricación propia y Elementa 2, nuestro contenedor validado técnicamente por la reconocida empresa noruega DNV, gracias a su gran viabilidad financiera, fiabilidad, rendimiento y exitoso despliegue global», comentó Vicente Walker, Gerente de Desarrollo de Negocios de Trina Storage de Latinoamérica y el Caribe. «Chile está preparado para un crecimiento acelerado en este sector, y en Trinasolar estamos preparados para apoyar ese proceso con un equipo de más de 25 personas especializadas en BESS a nivel regional.»

Vicente Walker además participó en un debate sobre el proyecto de ley de transición energética que ha planteado el gobierno y las instituciones eléctricas del país.

“Sin almacenamiento. no hay transición. Es por ello que desde Trina Storage nos hemos establecido con un sólido equipo en Chile, el cual, junto a nuestro producto, están prestos a demostrar que los sistemas BESS son la respuesta más eficiente, escalable y madura tecnológicamente para resolver las distintas vallas que presenta este creciente desafío que es la transición energética nacional”, señaló el gerente.

Luciano Silva, Gerente de Ingeniería de Trina Storage, quien realizó una presentación sobre las capacidades técnicas, humanas y de infraestructura de la compañía en Chile y la región, añadió: «Nuestro objetivo es ofrecer soluciones verdaderamente completas. Para aquello la compañía ha decidido entrar en almacenamiento con integración vertical en la fabricación, es decir fabricando baterías desde celda a contenedor de manera propietaria, así como integración horizontal en cuanto a sus capacidades de integración, entrega y mantenimiento de plantas BESS de gran escala. Por eso, en la Cumbre, pusimos especial énfasis en proyectarnos como actores claves en el apoyo de nuevos proyectos desde etapas tempranas hasta la operación y mantenimiento del activo”.

La empresa aprovechó la ocasión para destacar sus ventajas competitivas en el mercado, su rol en el futuro hacía la descarbonización y las potenciales soluciones a los problemas de vertimiento energético actuales, a través a los múltiples beneficios de las baterías en los proyectos de generación.

La participación de Trina Storage en la cumbre reafirma su compromiso con la región LAC y su objetivo de impulsar un futuro energético más limpio y sostenible a través de soluciones de almacenamiento integrales, innovadoras y eficientes.

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La Asociación Guatemalteca de Energías Renovables (AGER) publicó una actualización de su «Estrategia para la transición energética de Guatemala», un informe en el que plantea un horizonte posible en este mercado para adicionar 3,700 MW de capacidad renovable entre el 2024-2040 (ver).

Sin embargo, alcanzar ese objetivo no será sencillo. El documento subraya la importancia de una expansión significativa de la red de transmisión para garantizar que esta nueva capacidad renovable pueda ser efectivamente integrada. Además, se exhorta a simplificar el proceso de trámites administrativos para desarrollar nuevos proyectos, que ralentiza el avance de la energía renovable.

Para lograrlo, el informe señala que la cooperación entre las distintas instituciones del sector eléctrico, el apoyo gubernamental y la implementación de políticas claras serán esenciales para superar estos obstáculos.

Así mismo, observa que las licitaciones de largo plazo continuarán siendo un motor crucial para la transición energética en Guatemala y, con los mecanismos adecuados, el país estaría bien posicionado para liderar la región en la adopción de energías limpias.

Las licitaciones, clave para el éxito de la transición

Las licitaciones de largo plazo han demostrado ser una herramienta vital para la transición energética en Guatemala. Desde la implementación de la Política Energética en 2008, el país ha experimentado un éxito notable en la adjudicación de contratos a través de este mecanismo. Entre 2010 y 2013, se llevaron a cabo tres licitaciones abiertas que resultaron en la construcción de 86 nuevas plantas de generación, de las cuales más del 80% utilizan fuentes renovables. Este proceso no solo ha diversificado la matriz energética, sino que también ha reducido las tarifas eléctricas hasta en un 45% y ha estabilizado los precios de la energía.

El reciente proceso de licitación PEG-4-2022 reafirmó el interés de los inversores en el sector energético guatemalteco, recibiendo ofertas que superaron ampliamente la demanda inicialmente proyectada. Este tipo de licitaciones promueve la inversión y el desarrollo de nuevos proyectos, lo que contribuye a satisfacer la creciente demanda de electricidad del país y a avanzar en la transición hacia fuentes más limpias.

Estrategias para fomentar la participación de energías renovables

Para asegurar una mayor incorporación de energías renovables en futuras licitaciones, AGER propone la implementación de varios mecanismos clave. Uno de los más importantes es la priorización de las fuentes renovables en las bases de licitación, estableciendo metas claras para que un alto porcentaje de la energía contratada provenga de estas fuentes. Además, separar las licitaciones por tecnologías, como solar, eólica, hidroeléctrica y geotérmica, permitiría una evaluación más detallada de las ofertas y una asignación más precisa de los proyectos.

Otra estrategia efectiva sería la utilización de un formato de adjudicación a sobre cerrado, mecanismo que ya se ha empleado con éxito en licitaciones previas, promoviendo la transparencia y la competencia justa entre los oferentes. AGER también sugiere permitir la participación de plantas renovables que ya están en operación, lo que permitiría incorporar energía limpia al sistema de manera más rápida.

Un componente cada vez más relevante es la inclusión de sistemas de almacenamiento en las licitaciones. La reciente modificación normativa del Administrador del Mercado Mayorista (AMM) hace necesario considerar estos sistemas para mejorar la flexibilidad y eficiencia del sistema eléctrico, maximizando así el uso de energías renovables.

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Sergio del Campo, presidente de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), advirtió sobre el momento delicado que enfrenta el sector, en medio de todas las discusiones en torno al proyecto de ley que, entre otros puntos, propone que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) financien los subsidios a las cuentas eléctricas. 

“Sin duda, el sector eléctrico está atravesando hoy una de las crisis más importantes de su historia, lo cual es una paradoja, considerando la buena noticia de una alta velocidad de penetración de las energías renovables y el aumento considerable de la competencia en nuestra matriz eléctrica. Y de esto nos debemos hacer cargo”, sostuvo durante la cena anual de ACERA.

Entre los los principales puntos a los que hizo alusión a la falta de inversión en transmisión, la diferencia entre precio de inyección y de retiro que inviabilizan los contratos de suministro y el aumento paulatino de los vertimientos de energías renovables, que ya superan los niveles del 2023. 

“A septiembre de este año hemos desaprovechado más de 3,3 TWh de energía limpia y eficiente que no llegó a los consumidores del país. Esta energía podría haber abastecido a cerca de 1,8 millones de familias de nuestro país. Esta verdadera catástrofe, imperceptible, pero no por ello menos grave, nos debe movilizar con sentido de urgencia a todos los agentes del sector. El regulador para estimular la materialización de obras de transmisión de forma más oportuna. El Coordinador, para incluir en sus procesos nuevas tecnologías que permitan optimizar la operación del sistema”, manifestó.

“Por otro lado, la falta de flexibilidad del parque generador y el aumento del costo de los combustibles está generando un incremento en los costos sistémicos. Es necesario avanzar en un mercado de SSCC más competitivo y eficiente, que permita incentivar a nuevos prestadores a participar en él”, añadió. 

Además, en el plano de la actual discusión de alza de tarifas y subsidios, fue firme en señalar que ACERA comparte la preocupación por encontrar mecanismos de ayuda para las familias más vulnerables del país para enfrentar el alza de tarifas eléctricas originada por el congelamiento de tarifas realizado en las Leyes PEC 1 y 2. 

No obstante, remarcó la importancia de buscar soluciones que no destruyan la confianza de los inversionistas y de la banca internacional en el compromiso de Chile con las energías renovables. 

“Soluciones que no vayan en esta línea, como es lo que está ocurriendo con el Proyecto de Ley de Subsidios, son políticas que han demostrado su efecto contraproducente en numerosas ocasiones y diversos países en el pasado reciente, que podrían causar daños muy profundos, los cuales tarde o temprano llegan al cliente final, a través de mayores precios de energía para el país”, subrayó.

Cambios en el SEA

El sector energético sigue siendo un pilar fundamental para la economía chilena, con 170 proyectos energéticos en evaluación ambiental que suman una inversión de USD 38.000 millones, aunque a veces resulte “excesiva” la burocracia y los retrasos en la obtención de permisos. 

Por lo que desde el gremio instaron al gobierno a agilizar los trámites de evaluación ambiental y promover reformas que integren los permisos sectoriales mixtos en un solo proceso, como por ejemplo mediante un sistema sistema alternativo de evaluación ambiental para aquellos proyectos cuyo objetivo sea la generación de energías renovables y los sistemas de transmisión que viabilizan la inyección de estas energías limpias. 

“Entendemos que nuestro rol sí es ineludible, cuando las dificultades atraviesan todo el sector eléctrico y, para colaborar en su solución, requerimos interactuar con las autoridades de gobierno como también con el parlamento. Hemos sido protagonistas de la transformación de nuestro sector y queremos seguir siéndolo en base a una discusión diversa, desde las distintas vocaciones que coexisten en nuestra asociación, técnicamente fundada, sobre la base de criterios de libre competencia y certeza jurídica”, insistió. 

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La Agencia Nacional de Investigación e Innovación (ANII) de Uruguay lanzó una nueva convocatoria para el financiamiento de proyectos de investigación aplicada en temas de hidrógeno verde y tecnologías relacionadas. 

Se trata del segundo llamado a través de un acuerdo de cooperación entre la propia ANII, el Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) de Uruguay y el Ministerio Federal de Educación e Investigación (BMBF) de Alemania, con el objetivo de fortalecer la cooperación científica en el desarrollo de dicho vector energético, sus derivados e implementaciones. 

Los proyectos que se postulen deberán abordar al menos una de las líneas de investigación definidas, entre las que se encuentran la producción de hidrógeno verde ya sea mediante electrólisis, biomasa o energía solar, y la integración de energías renovables en procesos de producción de H2. 

También se priorizan investigaciones sobre transporte, almacenamiento y análisis del ciclo de vida del hidrógeno, así como procesos Power-to-X, que permiten la conversión de energía renovable en combustibles o productos químicos, utilizando CO2.

La convocatoria está dirigida a investigadores de organizaciones públicas o privadas en Uruguay, incluyendo empresas que realicen actividades de investigación y desarrollo, aunque excluye a las que operan bajo zonas francas o regímenes especiales, considerando que cada investigador podrá participar en un máximo de dos proyectos nacionales, y deberá dedicar al menos 10 horas semanales al mismo. 

La convocatoria financiará dos iniciativas de hasta 24 meses de duración, con una subvención del 100% del costo total del proyecto por un monto máximo de USD 100.000 por cada uno de ellos para la contraparte uruguaya; mientras que los costos de la contraparte alemana serán financiados por el BMBF.

Además, los emprendimientos seleccionados deberán iniciar sus actividades en julio de 2025 y los rubros financiables incluyen personal técnico, equipamiento de laboratorio, protección de la propiedad intelectual, viajes y estadías del equipo uruguayo, entre otros.

Y cabe recordar que, hace más de un año, Uruguay confirmó al H24U como primer proyecto piloto de H2V, a través del Fondo Sectorial de Hidrógeno Verde, con el acceso a USD 10.000.000 no reembolsables, a otorgar en un periodo de 10 años, para desarrollar el emprendimiento vinculado al transporte pesado y la inyección de dicho vector a la red en el futuro. 

¿Cómo participar en el proceso?

Los proyectos se podrán postular hasta el 19 de diciembre del corriente año mediante un formulario en línea en la plataforma de ANII, adjuntando la carta de aval de la contraparte alemana y cumpliendo con todos los requisitos formales. 

La evaluación de las ofertas estará a cargo del Comité de Evaluación y Seguimiento (CES) de ANII, con homologación de Consejo Nacional de Innovación, Ciencia y Tecnología (CONICYT), y para ello se considerarán criterios como la originalidad de la propuesta, su relevancia y aplicabilidad, los antecedentes del equipo de investigación y la viabilidad del proyecto. 

En tanto que la selección final será decidida en una reunión conjunta entre la Agencia Nacional de Investigación e Innovación y el Ministerio Federal de Educación e Investigación de Alemania, tomando en cuenta la calidad de las propuestas de ambas partes.

Los desembolsos se realizarán de acuerdo con un cronograma financiero, mientras que el seguimiento técnico se llevará a cabo a través de informes semestrales. Aunque cabe aclarar que se retendrá el 10% del subsidio hasta la presentación del informe final y la aprobación de la auditoría correspondiente.

Los resultados de los proyectos deberán ser publicados en el repositorio de acceso abierto REDI de ANII y las obras derivadas de los proyectos también se depositarán en repositorios públicos, respetando la normativa de propiedad intelectual vigente en Uruguay.

La entrada Uruguay publicó una nueva convocatoria para financiar la proyectos de investigación en hidrógeno verde se publicó primero en Energía Estratégica.

Con la suscripción del Consenso de los Emiratos Árabes Unidos (EAU) en la COP28 en Dubai, la nueva hoja de ruta para lograr la ambición del Acuerdo de París determinaba que la inversión anual en capacidad renovable tendría que triplicarse, desde el último récord de USD 570 mil millones en 2023 a USD 1,5 billones cada año entre 2024 y 2030.

Haciéndose eco de esto, la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) publicó este mes de octubre el informe Delivering on the UAE Consensus: Tracking progress toward tripling renewing energy capacity and doubling energy efficient by 2030 (Cumpliendo con el consenso de los EAU: Seguimiento del progreso hacia triplicar la capacidad de energía renovable y duplicar la eficiencia energética al 2030). 

El informe menciona que Centroamérica y el Caribe avanzó en la instalación de 900 MW proyectos de energías renovables en 2023, lo que representa un crecimiento del 5.4% con respecto al 2022. 

Si bien estas serían buenas noticias, IRENA advierte que para alcanzar el objetivo de triplicar la capacidad de energía renovable a nivel mundial para 2030, se necesita una tasa de crecimiento anual promedio del 16.4% y hasta el momento se alcanzó un 14%. Es decir que esta y otras regiones deberían aumentar sus esfuerzos en el próximo lustro.

En el panorama internacional Centroamérica y el Caribe representó apenas el 0.5% de la capacidad global de energías renovables a finales de 2023. No obstante, la urgencia de medidas de adaptación y mitigación ante el cambio climático, así como su resiliencia energética, se vuelven cada vez más fundamentales en zonas azotadas por distintos fenómenos naturales. 

Aunque de los países que conforman esta región sólo diez superan el millón de habitantes, lo que explicaría una baja demanda y por ende baja oferta energética respecto a otros, el informe advierte que en CA&C recién el 38.7% de la capacidad eléctrica de la región proviene de fuentes renovables.

Los volcanes, los vientos de las costas y el sol que irradia constante en esta región dan cuenta de algunos de los recursos más valiosos por esas latitudes para aprovechar su potencial para la generación de energías renovables. 

¿Qué hacer para acelerar la transición hacia fuentes renovables? El informe menciona una serie de acciones posibles de implementar por los distintos países para lograr las metas globales:

Aumento de la ambición en las Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDC):

Duplicar los objetivos de energía renovable: Los compromisos asumidos en la próxima ronda de NDC deben más que duplicar los objetivos existentes. Las NDC actuales apuntan a un aumento de la capacidad de energía renovable a solo 5,4 TW para 2030, mientras que el objetivo de triplicación exige 11,2 TW.
Alineación con los planes energéticos nacionales: Los objetivos de energía renovable en las NDC deben estar alineados con los establecidos en los planes energéticos y la legislación nacionales para garantizar la coherencia y la eficacia.
Objetivos medibles, específicos y procesables: Cuanto más medibles, específicos y procesables sean los objetivos de las energías renovables, más probable será que impulsen la implementación.
Planes de implementación concretos: Para que los proyectos se financien y construyan, se necesitan entornos normativos y políticos estables, incentivos de mercado, cadenas de suministro resilientes, acceso a la financiación, diseño del mercado energético y normas de autorización y regulación de apoyo.

Incentivos de mercado:

Priorizar la equidad: Las políticas fiscales deben priorizar la equidad en la transición energética; por ejemplo, invirtiendo los ingresos de los impuestos sobre la producción de energía de combustibles fósiles y los mecanismos de fijación de precios del carbono en infraestructuras facilitadoras; programas de eficiencia energética para hogares de bajos ingresos; o complementando el acceso a la electricidad limpia para las poblaciones de bajos ingresos a través de planes de financiación verde.
Créditos fiscales: Se deben considerar los créditos fiscales, los gravámenes y/o las exenciones de los derechos de importación/exportación de los materiales y componentes clave de la cadena de suministro de energía renovable.
Esquemas de contratación: Los sistemas de contratación deben proporcionar señales de precios adecuadas para la inversión y equilibrar la mitigación del riesgo de precios/costes a largo plazo con la creación de valor socioeconómico.

Reformas del mercado eléctrico:

Mecanismos de contratación: Establecer mecanismos específicos de contratación para asegurar la generación y los servicios auxiliares necesarios, a bajo coste, dado que los acuerdos actuales del mercado son cada vez más «inadecuados para el servicio».
Flexibilidad del sistema: Los responsables políticos y los reguladores deben actuar ahora para garantizar que las estructuras y normas del mercado eléctrico creen un entorno propicio para una mayor flexibilidad del sistema, proporcionada por las tecnologías de almacenamiento (embalses de agua, baterías, etc.), los generadores despachables, la gestión de la demanda y las medidas de respuesta de la demanda.

Simplificación de la tramitación de permisos:

Reducir los retrasos: Reducir las demoras en la tramitación de permisos causadas por las engorrosas barreras administrativas, garantizando al mismo tiempo que las preocupaciones legítimas de la comunidad sobre los impactos de los proyectos (económicos, sociales, medioambientales) se aborden adecuadamente; por ejemplo, creando una autoridad centralizada para supervisar la tramitación de permisos, agilizar los procesos y resolver rápidamente las disputas.
Plazos máximos: Establecer y hacer cumplir plazos máximos para que los solicitantes y las autoridades completen las fases de autorización de los proyectos de energía renovable, con tiempo adicional discrecional en circunstancias excepcionales para proyectos más complejos.
Asignar más recursos: Asignar mayores recursos a las autoridades de autorización, incluidos los recursos humanos y la inversión en la digitalización del proceso de autorización, así como en bases de datos de código abierto, como los títulos de propiedad, los datos cartográficos y los registros históricos de litigios.
Agilizar la repotenciación: Agilizar los procesos para los promotores que repotencian activos en emplazamientos existentes y proporcionar flexibilidad para ajustar el enfoque infraestructural, tecnológico o social propuesto para los proyectos sin tener que volver a solicitar nuevos permisos.

Consideraciones medioambientales y sociales:

Evaluaciones de impacto: Integrar las evaluaciones de impacto ambiental y social tanto en la toma de decisiones estratégicas (políticas, planes, programas) como en el proceso de autorización de los proyectos de energías renovables.
Salvaguardias de los bancos multilaterales de desarrollo: Los bancos multilaterales de desarrollo (BMD) deben garantizar que las salvaguardias ambientales y sociales sean componentes integrales de los proyectos que financian.
Consultas con las comunidades: Los proyectos de energías renovables deben implicar consultas significativas con las comunidades en su diseño e implementación.

Cadenas de suministro resilientes:

Diversificación regional: Las cadenas de suministro regionalmente diversificadas son esenciales para apoyar la aceleración del despliegue de las energías renovables, minimizando los problemas de oferta y demanda de los equipos clave en las industrias eólica, solar y otras energías renovables; mitigando las interrupciones de la cadena de suministro y la volatilidad de los precios; y apoyando una mayor creación de valor local.
Prácticas de contratación responsables: Se necesitan procesos de contratación socialmente responsables para la energía renovable, complementados por sistemas de garantía de la sostenibilidad de la cadena de suministro18 y la integración del sector de las energías renovables en las políticas de desarrollo industrial y social.
Economía circular: Se necesitan leyes y reglamentos para impulsar prácticas más sostenibles e incentivar las asociaciones público-privadas y la inversión para fomentar la reutilización de los materiales y un enfoque de economía circular para el desarrollo de proyectos.

Desarrollo de habilidades y capacitación:

Planificación a largo plazo: Se requiere un enfoque multinivel, que comprenda una planificación sólida, estable y a largo plazo de las energías renovables, y una estrecha coordinación entre la industria, el gobierno, los representantes de los trabajadores y las instituciones educativas y de formación, para satisfacer las necesidades de cualificación de la transición energética.
Inversión en fondos de formación: Las políticas educativas deben priorizar la inversión en fondos de formación dedicados a la transición; así como el desarrollo de normas profesionales y de cualificación y marcos de cualificación para áreas clave que permitan a los proveedores de educación y formación impartir cursos de alta calidad que satisfagan las necesidades nacionales de cualificación.

Financiación y colaboración internacional:

Impuestos a los combustibles fósiles: Los ingresos de los impuestos a los combustibles fósiles, los fondos filantrópicos, los mecanismos de fijación de precios del carbono y la eliminación de los subsidios a los combustibles fósiles (en algunos casos) pueden utilizarse para iniciativas que apoyen una transición energética justa e inclusiva en los países en desarrollo, como el apoyo específico a los hogares de bajos ingresos y la provisión de acceso a la energía.
Evaluación del impacto: El impacto positivo potencial de los proyectos en el acceso a la energía, la reducción de la pobreza y los resultados del desarrollo sostenible y el clima debe integrarse en su evaluación y financiación -más allá de los métodos utilizados por las agencias de crédito de riesgo tradicionales- para garantizar que las decisiones de inversión trasciendan la bancabilidad y proporcionen los mayores beneficios socioeconómicos.
Colaboración internacional: La colaboración internacional será crucial para canalizar las subvenciones y los fondos en condiciones concesionarias que no supongan una mayor presión para los presupuestos fiscales de los países ya endeudados, y para ayudar a alcanzar los objetivos climáticos, de desarrollo socioeconómico e industrialización.

Es fundamental recordar que el informe destaca la urgencia de la acción. Cuanto más se retrasen los cambios en las políticas, mayor será el desafío. La oportunidad está ahí, pero se necesitan esfuerzos concertados a nivel mundial para superar las barreras estructurales y sistémicas que impiden el progreso.

La entrada Centroamérica y el Caribe va a la mitad en la carrera por la transición energética se publicó primero en Energía Estratégica.

El gobierno de Paraguay ya publicó el Decreto Nº 2553/24, por el cual se actualiza la Política Energética Nacional con vistas al 2050 y que tendrá más de 300 objetivos a implementar a corto, mediano y largo plazo. 

Tal como adelantó Energía Estratégica días atrás (ver nota), entre los objetivos principales se destacan la consolidación de una matriz más diversificada, el fomento a las renovables, reducción del consumo de hidrocarburos y el aumento de la inserción de energía eléctrica. 

Además, la actualización busca introducir la utilización de combustibles derivados del hidrógeno, implementar medidas de eficiencia energética, avanzar en la integración energética regional y fortalecer el marco institucional y las empresas estatales del sector.

La particularidad es que el Poder Ejecutivo finalmente ya detalló cuáles son esas metas en las que incluyó la importancia de contar con el sector privado en la generación renovable, como también trazó un eje en infraestructura con objetivos cuantificables en lo referido a ERNC y el almacenamiento en baterías..

El marco para la construcción y el seguimiento a la incorporación de generación eléctrica prevé que la participación fotovoltaica sea de, al menos, 100 MW hacia el año 2025 y su aumento sea de forma paulatina hasta lograr los 500 MW al 2030 y 2000 MW para 2050. 

Mientras que las pequeñas centrales hidroeléctricas también tendrían un papel relevante con, mínimamente, 50 MW en operación al cierre de la corriente década y 500 MW en funcionamiento al 2040. 

Por el lado de los bancos de baterías, la actualización de la Política Energética Nacional estima que se alcancen 1104 GWh anuales en operación al 2030, ampliándose hasta alrededor de 5.520 GWh anuales para el año 2040.

El financiamiento de estos proyectos será un factor clave en la implementación de la política energética. Y por lo tanto, Paraguay buscará beneficiar a cinco proyectos renovables para 2028, con un incremento gradual que llevará el total a 20 proyectos en 2050. 

Adicionalmente, en 2024 se elaborará una base metodológica para el cálculo de costos y tarifas, y se creará una unidad de análisis y promoción de modelos de negocio para el subsector de fuentes alternativas.

Finalmente, en cuanto a la planificación, se prevé la publicación de una nueva versión del Atlas de los recursos hídricos, eólicos y solares en 2025, así como la realización de un inventario de energía geotérmica para 2035. Estas acciones permitirán a Paraguay contar con información precisa y actualizada para la toma de decisiones e inversiones en el sector energético, alineándose con sus metas de sostenibilidad a largo plazo.

¿Qué papel tendrá la generación distribuida y el autoabastecimiento?

El documento firmado el presidente, Santiago Peña, pronostica una suba escalonada de este tipo de alternativas renovables llevadas adelante por el sector privado, ya sea como sistemas aislados o para el Sistema Interconectado Nacional:

10 MW al 2025
50 MW al 2030
200 MW al 2040.

Además, plantea la implementación de proyectos de captadores solares para el calentamiento de agua en el sector público, abarcando todos los grandes hospitales del área metropolitana para el año 2035 y su extensión a las clínicas de todo el país hacia el 2045. 

La entrada 2 GW solares al 2050: El principal objetivo renovable de la nueva Política Energética Nacional de Paraguay se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados aprobó, en lo general, el proyecto de ley Ley de Transición Energética (oficialmente PdL que modifica la Ley General de Servicios Eléctricos, en materia de transición energética que posiciona a la transmisión eléctrica como un sector habilitante para la carbono neutralidad). 

El objetivo del proyecto es descongestionar las líneas de transmisión eléctrica, facilitando que las generadoras puedan operar, por lo que busca acelerar la infraestructura para evitar los constantes vertimientos de energías renovables que se producen en el país, que ya superan más de 3,3 TWh en lo que va del año. 

En ese marco, el debate está dado, principalmente, por contextualizar las reglas que definirán los ingresos tarifarios, la construcción de obras necesarias y urgentes de transmisión eléctrica, así como las normas relativas a ingresos tarifarios e integración vertical en la industria.

Los ajustes, entre otras medidas, considera acciones para impulsar el desarrollo de proyectos de transmisión eléctrica en todo el país, con un foco especial en la región de Ñuble, mediante un artículo transitorio que permitirá, durante cinco años, considerar un monto adicional de un 5% – por sobre el 10% que ya está considerado para el resto del país – para ejecutar obras de transmisión necesarias y urgentes para esa región. 

“Este proyecto de ley tiene una especial significancia para la región de Ñuble. Tenemos 1000 proyectos de empresas que se fueron a tratar de instalar a la región, pero que no pudieron hacerlo básicamente porque no hay disposición eléctrica, lo que genera pobreza y pérdida de talentos”, indicó el diputado Frank Sauerbaum Muñoz.

“El PdL tiene normas que facilitarán la construcción de una línea de transmisión que esperamos hace mucho tiempo, como por ejemplo la LT Charrúa – Chillán, que se licitó cinco veces y tuvo problemas para adjudicarse. Sabemos que no será inmediata la construcción, sino que se demorará algunos años más. Por lo tanto, la urgencia del proyecto es clave”, subrayó. 

Durante la sesión, también expuso el director ejecutivo de la Asociación de Transmisoras de Chile, Javier Tapia, quien remarcó la importancia de la iniciativa para la profundización del proceso de descarbonización y reducir las pérdidas de energías renovables y emparejar la calidad del servicio en todo el país. 

“Sin transmisión, que es deficiente en la actualidad, no lograremos cumplir las metas ambientales. Bajo cualquier escenario, necesitamos un sistema más grande y robusto”, manifestó. 

Incluso, destacó que hacia 2030 se requerirán 2000 MW adicionales de capacidad de transporte eléctrico y 1000 MW en sistemas de control de flujos, lo que equivaldría a un costo de USD 900.000.000; como también de 12 a 14 GW de capacidad para el año 2040 a fin de aprovechar la generación renovable. 

“Tenemos alrededor de 28 obras de transmisión desiertas totalmente y el 87% de lo que se está construyendo tiene atrasos porque hay problemas con los constructores. Pero con el proyecto de ley se solucionarán estas dos problemáticas”, indicó. 

Además, planteó una serie de complementos a tratar a partir de la discusión en lo particular del PdL ante superposición de las licitaciones de 2022 a 2025, tal como hacerse cargo de los retrasos de las convocatorias y el reconocimiento de la transmisión como un servicio público. 

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El Gobierno dominicano, a través de la Comisión Nacional de Energía (CNE), firmó un contrato de concesión definitiva con la empresa LCV Ecoener Solares Dominicana, S.R.L. para la construcción y operación del Parque Solar Fotovoltaico Payita 2, en Nagua, María Trinidad Sánchez.

El proyecto contará con una capacidad instalada de 49.98 megavatios nominales (MWn) y 60.04 megavatios pico (MWp), y se destaca por integrar un avanzado sistema de almacenamiento de energía.

Este sistema de almacenamiento tendrá una capacidad de 15 megavatios (MW) y 60 megavatios hora (MWh), lo que permitirá almacenar la energía generada por el parque durante las horas de mayor producción y suministrarla en momentos de mayor demanda o baja generación solar. Esta innovación mejorará significativamente la estabilidad y confiabilidad del suministro eléctrico en el país.

El director ejecutivo de la CNE, Edward Veras, resaltó la relevancia del sistema de almacenamiento como un avance clave para la seguridad energética del país. “Con este sistema, no solo optimizamos el uso de la energía solar, sino que también fortalecemos la resiliencia de la red eléctrica, contribuyendo a la transición hacia un modelo energético más sostenible en la República Dominicana”, afirmó Veras.

Por su parte, Carlos González, apoderado de la empresa LCV Ecoener Solares Dominicana, S.R.L., expresó el compromiso de la empresa con la innovación y la sostenibilidad en el sector energético.

El proyecto, que contribuirá a la diversificación de la matriz energética nacional, se alinea con las resoluciones de la CNE que promueven la adopción de sistemas de almacenamiento en proyectos de energías renovables. Esto refuerza el compromiso del gobierno dominicano con la reducción de la dependencia de combustibles fósiles y el impulso a las fuentes de energía limpia.

La entrada Gobierno dominicano otorga concesión definitiva para Parque Solar Payita 2, que integrará almacenamiento de energía se publicó primero en Energía Estratégica.

En un esfuerzo conjunto para acelerar la Transición Energética Justa y fortalecer la educación en el país, el Ministerio de Minas y Energía, el Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE) y el Ministerio de Educación Nacional firmaron un convenio interadministrativo histórico.

Este acuerdo busca la implementación de las Comunidades Energéticas Educativas en instituciones públicas de 21 departamentos del país, beneficiando a miles de estudiantes, docentes y a la comunidad en general.

Con una inversión de más de 69 mil millones de pesos, de los cuales el FENOGE aportará $49.087 millones y el Ministerio de Educación $20.000 millones. El proyecto “EcoEscuelas: Un Futuro Brillante” tiene como objetivo la instalación de Sistemas Solares Fotovoltaicos Individuales (SSFVI) en hasta 1.060 sedes educativas.

Estas soluciones energéticas no solo permitirán a las instituciones educativas generar hasta 2.427 MWh anuales de energía limpia en su primer año de operación, sino que también contribuirán a mejorar la calidad del servicio de energía eléctrica y a promover una cultura de uso racional de la energía.

Las soluciones serán adjudicadas a través de la plataforma de Colombia Compra Eficiente, gracias a un convenio firmado entre esta entidad y el FENOGE, con el fin de democratizar la contratación y hacerla más transparente y en línea con las mejores prácticas de contratación estatal.

“Este convenio marca un antes y un después en el camino hacia una Colombia más sostenible, no solo en términos de energía, sino también en la educación. Las Comunidades Energéticas no se limitan a la instalación de infraestructura; son espacios de transformación social y ambiental”, afirmó Ángela Álvarez, directora ejecutiva del FENOGE.

Beneficios para la población educativa

“EcoEscuelas: Un Futuro Brillante”, tiene un impacto que va mucho más allá de la generación de energía eléctrica. Las Comunidades Energéticas Educativas serán espacios de aprendizaje activo en torno a la sostenibilidad y la energía renovable.

Estudiantes, docentes y miembros de la comunidad recibirán capacitaciones que fomentarán el uso eficiente de la energía y la gestión sostenible de los recursos.

Este enfoque integral no solo mejorará las condiciones de enseñanza, sino que también empoderará a las futuras generaciones para enfrentar los desafíos climáticos y energéticos de Colombia.

Además, este proyecto fomentará la creación de empleo local en las regiones más apartadas del país, reforzando las economías locales y contribuyendo a la cohesión social en zonas históricamente marginadas.

Con ello, se generarán oportunidades de desarrollo a través de la instalación y mantenimiento de los sistemas energéticos, así como la implementación de actividades educativas en torno al ambiente y las energías renovables.

Este esfuerzo conjunto entre el Gobierno Nacional y las comunidades refleja el compromiso por una Transición Energética Justa, que respeta las particularidades culturales y sociales de cada región, al tiempo que fortalece el tejido educativo del país.

Este convenio no solo nos acerca a un sistema energético más limpio, sino que también nos permite construir una Colombia más equitativa y consciente de los desafíos ambientales. Es un ejemplo de cómo la educación y la energía pueden ir de la mano para generar un impacto transformador para todo el país.

La entrada Se lanza un mega convenio para impulsar las Comunidades Energéticas Educativas en Colombia se publicó primero en Energía Estratégica.

Eduardo Rodríguez Chirillo dejó su cargo al frente de la Secretaría de Energía de Argentina y para su reemplazo ya suena María Tettamanti, una ex asesora de Patricia Bullrich (actual ministra de Seguridad de la Nación).

Luis Caputo, ministro de Economía de la Nación, confirmó la salida del ahora ex-titular de la cartera energética “por motivos de salud” y porque “necesitará más tiempo para sí mismo”, como también que se quedara como asesor, para poder seguir contando con su colaboración. 

Hoy recibí la renuncia de @chirilloeduardo como Secretario de Energía.
Me dijo que dado los problemas que ha tenido de salud, y que si bien ahora se encuentra mucho mejor, va a necesitar más tiempo para sí mismo.
Junto con Daniel González le hemos pedido que se quedara como…

— totocaputo (@LuisCaputoAR) October 17, 2024

Sin embargo, el fin de la gestión de Rodríguez Chirillo se da en medio de la crisis energética que podría afrontar el país en el próximo verano y tras varios meses de estar en la mira de un sector del Poder Ejecutivo al que no gustaban las decisiones en torno a las tarifas energéticas y la política que se estaba implementando hasta el momento.  Por lo que desde el sector apuntaron que directamente lo apartaron del cargo.

Incluso, ya hubo una serie de medidas para quitarle poder y acelerar las privatizaciones de las empresas públicas energéticas, como por ejemplo la designación de Daniel González como secretario de Coordinación de Energía y Minería, siendo mano derecha de Caputo y arribando para “manejar y ordenar algunos temas y desórdenes” de la Secretaría de Energía y la Sec. de Minería. 

Por lo que desde su llegada ya podía incidir en las medidas a futuro, considerando algunas internas en medio de la reforma del mercado eléctrico y los cambios regulatorios correspondientes que propone el gobierno.  

Rodríguez Chirillo también quedó fuera de la nómina del Comité Evaluador de Proyectos del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), creado el pasado martes 3 de septiembre a través de la Resolución 814/2024, a pesar de que fue uno de los impulsores de la Ley de Bases y que estuvo como el principal asesor energético de Javier Milei durante la campaña electoral. 

Y según pudo averiguar Energía Estratégica, uno de los puntos claves que determinó su salida de la Secretaría de Energía está vinculado con las fallas en las inscripciones de los subsidios energéticos, la suspensión de la convocatoria a la audiencia pública que tenía como objetivo definir los nuevos valores para las tarifas del transporte de energía eléctrica, y el aumento del gasto público en el sector. 

¿Quién será el reemplazo?

María Tettamanti es la persona que pica en punta para tomar las riendas de la cartera energética nacional, quien hasta hoy es gerenta general de NRG Energía SA, y que fue elegida por recomendación del expresidente Mauricio Macri.

Tettamanti posee una vasta trayectoria en el sector de distribución de gas natural, con pasos en  Camuzzi Gas Pampeana, Total Austral, Albanesi y Metrogas; sumado a que es licenciada en Economía por la Universidad Nacional de La Plata y tiene estudios de posgrado en UCEMA. 

Además, responsable de gas del equipo de energía durante la campaña electoral de Patricia Bullrich, que estuvo encabezado por el ex secretario de Energía y Minería de la Nación, Emilio Apud.

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El Ministerio de Energía de Chile modificó el proyecto de ley para ampliar la cobertura del subsidio eléctrico a 4,7 millones de usuarios que, entre otras medidas, propone que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) financien las subvenciones de las cuentas eléctricas y ayuden a la disminución de la tarifa de las pequeñas y medianas empresas. 

Tras críticas y advertencias por parte del sector energético del país sobre los riesgos y defaults financieros que tendrían los PMGD de concretarse ese cambio en las reglas de juego, el titular de la cartera energética nacional, Diego Pardow, dio a conocer que el Poder Ejecutivo introdujo cambios al cargo FET (Fondo de Estabilización de Tarifas), incorporó un mecanismo de compensación a PMGD a partir del 2028 en caso que se alargue ese cargo a fin de disminuir el impacto financiero y contempla un nuevo programa de créditos tributarios para PyMEs que adquieran paneles solares.

Entre esas modificaciones, se aclaró que se utilizará el cargo FET como un “crédito contra el sistema”, donde se contabilizarán aquellos menores montos no recibidos por concepto de compensación por precio estabilizado durante los años 2025 al 2027. 

Los PMGD podrán utilizar aquel monto pagado como crédito, para descontarlo de los montos a pagar a suministradores por concepto de compensación de precio estabilizado, hasta el fin del mecanismo de estabilización del art. 2° transitorio del Decreto Supremo N° 88/2019. Crédito que también podrá ser traspasado dentro de un holding/grupo empresarial para otros proyectos de energía PMGD.

Además, se redujo el monto del cargo FET entre los años 2025 y 2027, pasando de  $1,8 MWh a $1 (2025), $0,8 (2026) y $0,6 (2027), que se financia de la retención equivalente a las compensaciones por precio estabilizado que se pagan en conformidad al régimen transitorio del Decreto Supremo N° 88/2019. 

Es decir que la recaudación se reducirá en un 60%, de $450.000 millones a $200.000 millones, aunque sin afectar la cantidad de usuarios beneficiarios del subsidio, sino que continuarán siendo todas las familias pertenecientes al 40% inscritas en el Registro Social de Hogares (RSH).

“El mecanismo de precio estabilizado por los próximos tres años funcionará con la forma de un subsidio cruzado, donde el sistema subvencione los ingresos de los medios de generación distribuida en un monto que oscila los USD 500.000.000 – 600.000.000”, aclaró Pardow durante la sesión de la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados.

“De ese monto, la expectativa de recaudación cambiará significativamente porque cuando se consideran otros beneficios sociales, la tasa de uso la hacen llegar al 100% y se hace de manera gradual. Por lo que consideramos una trayectoria razonablemente conservadora, pero más realista que la estaba en el informe financiero inicial”, agregó. 

Asimismo, el gobierno propone un inicio diferido del mecanismo asociado al cargo FET para los primeros doce meses de operación de un proyecto PMGD (hasta 9 MW), como también la exención de ese esfuerzo económico para aquellos Pequeños Medios de Generación Distribuida llevados adelante por firmas consideradas PyMEs.

Crédito para Pymes

Los nuevos puntos del proyecto de ley incluyen la creación de un programa de créditos tributarios para pequeñas y medianas empresas para la inversión e instalación de sistemas fotovoltaicos para autoconsumo. 

De aprobarse el proyecto, el programa tendría una vigencia de dos años y otorgará un 25% del valor de la inversión como crédito tributario (tope a definir), mientras que el 75% restante se reconoce como gasto vía depreciación instantánea. Aunque en caso de remanente de crédito tributario, las empresas tendrían derecho a la devolución del impuesto de primera categoría en el ejercicio correspondiente.

Próximos pasos

El miércoles 30 de octubre se votará en general el proyecto de ley para ampliar la cobertura del subsidio eléctrico. En tanto que el 11 de noviembre será el plazo máximo para aportar indicaciones y, finalmente, dos días más tarde (13/11) se votará en particular, según lo definido por la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados.

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