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La reciente designación de Joel Santos Echavarría como nuevo ministro de Energía y Minas ha generado expectativas en diversos sectores. Aunque Santos no proviene del ámbito energético, su reputación como un ejecutor eficaz del gobierno bajo su rol de ministro interino de la Presidencia de la República Dominicana ha despertado la esperanza de que pueda implementar cambios significativos en el sector.

Rafael Velazco Espaillat, gerente general de Raveza Associated & Services, S.R.L., subrayó en una entrevista con Energía Estratégica que la capacidad ejecutora de Santos podría ser crucial para avanzar en cambios estructurales necesarios, siempre y cuando -desde la perspectiva de Rafael Velazco– se apoye en el trabajo técnico ya realizado por expertos..

«Joel Santos no viene de las entrañas del sector energético, pero es un gran ejecutor», afirmó el referente de Raveza Associated & Services.

Uno de los puntos clave que Velazco sugiere retomar por la nueva administración es el informe de la consultora norteamericana Tetra Tech en 2021, elaborado a pedido del Ministerio de Energía y Minas. Este informe, que fue el resultado de un año de trabajo coordinado con entidades como la Comisión Nacional de Energía (CNE), la Superintendencia de Electricidad (SIE), el Ministerio de Energía y Minas (MEM) y el Organismo Coordinador (OC), contiene recomendaciones que Velazco considera esenciales para la modernización del subsector eléctrico.

«Ellos entregaron a mediados del 2022 lo que ahora es la iniciativa de ley armonizada del subsector eléctrico», señaló, pero también destacó que la versión más reciente de esta ley, que avanza en el Senado, ha sido modificada.

«Lo que me interesa destacar es que lo que ahí se ha plasmado en la versión del 21 de agosto que tiene la firma del senador Alexis Victoria Yeb no es lo que salió en el informe de Tetra Tech», advirtió.

Una de las principales preocupaciones de Velazco es la alteración de ciertas recomendaciones originales de Tetra Tech. , que revisaba cuestiones tan simples de ejecutar como separar la Oficina de Protección al Consumidor (Protecom) de la Superintendencia de Electricidad (SIE) para evitar que esta última sea «juez y parte», o temas más complejos al haber sido propuesta sobre la ley 125, la Ley 5707 y su reglamento de aplicación en lo vinculado a los sistemas regulados.

«Para los sistemas aislados se dejaba el mismo procedimiento y los pasos burocráticos, pero ahora se está poniendo que la decisión final la toma el MEM en lugar de hacerlo la CNE y la SIE. Eso no es muy sano porque aunque no se quiera y estoy seguro que no es el caso de este gobierno, eso puede politizar las decisiones que se tomen sobre sistemas aislados», ejemplificó, sugiriendo que tal centralización podría abrir la puerta a que otros gobiernos puedan aplicar influencias políticas en decisiones técnicas que deberían ser imparciales.

Retos y oportunidades para las energías renovables y el almacenamiento en baterías

Rafael Velazco también expresó su inquietud sobre la responsabilidad de aprobación de concesiones de energías renovables que cambiaría con la introducción de la nueva ley armonizada del subsector eléctrico.

«Aunque la energía renovable según la misma ley 5707 descansa sobre la Comisión Nacional de Energía (CNE), ahora con la nueva ley armonizada del subsector eléctrico si se suprime la CNE, esto pasa al MEM», sintetizó Velazco, aunque además señaló que esta transición no solo implica un cambio institucional, sino que también plantea interrogantes sobre la capacidad del MEM para asumir estas funciones de manera efectiva.

Si bien la nueva iniciativa de ley establece la creación de la Unidad Técnica de Planificación, adscrita al MEM, que tendría a su cargo la elaboración del informe técnico de planificación de la generación y la transmisión, el referente de Raveza Associated & Services, S.R.L. señala que esta unidad no ha definido claramente sus funciones específicas.

«La ley solo indica que el informe incluirá los escenarios energéticos posibles para el horizonte de largo plazo y los antecedentes y estudios en que se fundamente», comenta Velazco, subrayando que esto genera incertidumbre sobre cómo se manejarán los retos energéticos que el país enfrentará en el futuro cercano.

Uno de los desafíos más inmediatos es la incorporación de 1500 MW de energías renovables variables, que se espera ingresen al sistema próximamente. Además, el país está a la espera de la entrada en operación de 800 MW de energía de base, provenientes de plantas de gas de ciclo combinado que fueron licitadas recientemente. Este aumento en la capacidad instalada representa una oportunidad para avanzar hacia una matriz energética más sostenible, pero también conlleva riesgos si no se gestiona adecuadamente.

En este contexto, la necesidad de soluciones de almacenamiento de energía se vuelve crítica en esta «ventana» a la espera de el inicio de operación de ciclos combinados en 30 meses o más. La variabilidad inherente a las energías renovables, como la solar y la eólica, requeriría de sistemas de almacenamiento que permitan estabilizar la oferta energética. Al respecto, Velazco retoma las palabras de Celso Marranzini, quien advirtió: «si no se montan rápidamente baterías para almacenamiento de energía, el sistema podría colapsar», declaración que subraya la urgencia de desarrollar infraestructura adecuada para acompañar la transición hacia una mayor participación de las energías renovables en la matriz energética nacional.

Sin embargo, no todas las modificaciones son vistas con malos ojos por Rafael Velazco. Una recomendación que, según él, debe ser revisada con atención es la que propone que el Plan Energético Nacional, actualmente responsabilidad de la CNE, pase a ser gestionado por el MEM. Velazco considera que esta transición podría ser positiva, siempre y cuando el MEM se apoye en el Organismo Coordinador para la elaboración del plan.

«Si esto prospera, el MEM para fines de realizar el Plan Energético Nacional se debería apoyar en el OC para el suministro de la información técnica necesaria», declarando que apoyarse en entidades con experiencia le darían mayor credibilidad y solidez técnica necesarias para esta tarea.

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El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, llamó al sector privado a invertir en nuevos proyectos destinados a la producción de energías renovables, hidrógeno verde y sus derivados en la provincia. 

La provincia ya se conformaba con la renta de la industria hidrocarburífera y gasífera, a la par que mira con buenos ojos la formación Palermo Aike a partir de un proyecto exploratorio encarado por CGC e YPF, pero el mandatario provincial remarcó la importancia de aprovechar aprovechar todos los recursos naturales en el camino de la transición energética. 

“Tanto el petróleo, el gas, el oro y la plata son recursos no renovables, pero tenemos el hidrógeno verde, uno de los recursos más abundantes del mundo. Y por las características de la región, tenemos la gran oportunidad de ser primeros productores de H2V”, mencionó. 

“Quizás por falta de proyección, no animarnos, no querer dar ese paso o ser conformistas, no le dimos la importancia y valor que deberíamos haberle dado a esa actividad. Tuvimos algunos primeros pasos, iniciativas con ciertos límites, pero ahora es el momento”, agregó ante embajadores, legisladores nacionales, representantes del sector empresarial durante el Foro Hidrógeno Verde: Condiciones para su Desarrollo. 

Bajo esa misma línea, vaticinó que el gobierno prepara las condiciones para que lleguen más inversiones en la materia y en la infraestructura correspondiente, principalmente a través del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), por lo que Santa Cruz no debiera aislarse de esa posibilidad, sino más bien recuperar la confianza del sector que puede capitalizar los proyectos.  

Y cabe recordar que, meses atrás, el secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, confirmó que el Poder Ejecutivo enviará al Congreso un nuevo proyecto de ley de hidrógeno, vinculado a normas técnicas, esquemas de certificación y blending, a la par que revisarán la Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del H2 (lanzada por el gobierno anterior) tras la aprobación de la Ley de Bases. 

De acuerdo a la información compartida por el titular de la cartera energética nacional, el nuevo proyecto de ley se presentaría en el mes de septiembre, mientras que la actualización de la estrategia se daría en noviembre del corriente año. 

Mientras que Claudio Vidal complementó que “este es el momento de recapacitar, animarse y dar el gran paso” en renovables e hidrógeno verde, ante la “difícil situación económica” que atraviesa el país y de la propia Santa Cruz, donde un gran porcentaje de la recaudación provincial depende de actividades no renovables. 

“Estamos preparados para producir, recuperar la cultura de trabajo y convencidos de que fortalecer la economía será en base a la producción. Es por eso que le queremos pedir una oportunidad al sector empresarial”, manifestó en el evento organizado por la provincia de Santa Cruz y la PlataformaH2 Argentina. 

“Somos una provincia muy rica en cuanto a recursos y debemos lograr que todas las actividades convivan. Durante muchos años, el productor afortunado que tenía la posibilidad de que en su campo se extraiga oro, plata, petróleo o gas, dejaba la ganadería de lado y por ende descuidamos actividades por priorizar. Pero ahora podremos lograr que las actividades convivan, como por ejemplo que en los yacimientos petroleros y gasíferos podamos tener distintas actividades verdes que fortalezcan la economía”, concluyó.

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RE100, iniciativa de Climate Group, ha tomado el liderazgo de reunir a empresas comprometidas con abastecerse exclusivamente con energía renovable. Con más de 430 empresas globales ya alineadas, el enfoque ahora se dirige a Latinoamérica, una región rica en recursos naturales y cada vez más consciente de la importancia de acelerar el cambio hacia redes de carbono cero.

Mónica Mata Ortega, Senior Program Manager Latin America de Climate Group, explica que RE100 surgió para mostrar que el sector privado también una ambición de liderar en la lucha contra el cambio climático. Por lo que, desde el comienzo, la iniciativa ha buscado comprometer a las empresas con objetivos ambiciosos y apoyar a aquellas que enfrentan barreras para alcanzarlos.

El reto ahora es incrementar la participación de empresas latinoamericanas. Aunque multinacionales como Bimbo, con presencia en varios países de la región, ya son parte de RE100, el objetivo es sumar más miembros locales. Mata destaca que América Latina tiene un gran potencial y una abundancia de recursos naturales, lo que refuerza la importancia de que la región tenga una voz fuerte en el escenario global.

«Lo que estamos intentando hacer, y esto es un nuevo esfuerzo de RE100, es empezar a reclutar más miembros que sean latinoamericanos porque en sí la región tiene mucho potencial para demostrar que esa ambición no solo viene de las multinacionales, sino que en nuestra región también existe la ambición y el interés», comentó Mónica Mata Ortega en conversación con Energía Estratégica.

Además de reclutar nuevos miembros, la promotora de RE100 señaló que buscan forjar alianzas estratégicas en la región. Entre distintos perfiles de stakerholders, están interesados en colaborar con ONGs y asociaciones locales, reconociendo que su conocimiento del contexto es clave para implementar la iniciativa de manera efectiva.

De hecho, en el pasado mes de agosto realizaron el lanzamiento del programa RE100 en Argentina junto a la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), en vistas de explorar sinergias que potencien el desarrollo del sector renovable local (ver más).

RE100 va por más y, según reveló Mónica Mata a este medio, ya están realizando un mapeo de próximos aliados en otros países como puede ser México y Brasil, que están bajo consideración debido a su potencial para impulsar la transición hacia energías renovables.

«Queremos empezar a formar nuevas alianzas y estamos viendo ahora, que ya formamos esta primera alianza en Argentina, si hacemos lo mismo en México. Estamos haciendo un mapeo y un análisis de cuál en América Latina debe ser el siguiente mercado», declaró la Senior Program Manager Latin America de Climate Group.

De esta manera, RE100 está en plena expansión en la región, no solo en su búsqueda de nuevos miembros, sino que también a través de alianzas estratégicas para fortalecer la voz de la región en el debate global sobre la cobertura de los consumos eléctricos con 100% energía renovable.

El papel de las políticas públicas en la transición energética

El compromiso del sector privado es importante, pero la voluntad política es esencial para crear un entorno propicio para apostar a electricidad 100% renovable. Es por ello que, a través de explorar sinergias entre ambos sectores, RE100 espera no solo demostrar la ambición del sector privado, sino también incentivar a los gobiernos a facilitar la transición hacia un futuro más sostenible.

«La voluntad política manda la señalización para el cambio necesario», afirmó Mónica Mata Ortega, Senior Program Manager Latin America de Climate Group.

Siguiendo su análisis, consideró que sin el apoyo y la dirección de las políticas públicas, las iniciativas privadas pueden encontrarse limitadas en su impacto. Es por eso que RE100 alienta una colaboración más estrecha entre el sector privado y el público, donde nuevos programas de gobierno, medidas de incentivo y regulación puedan eliminar barreras actuales para inversiones carbono cero de largo plazo.

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En la última sesión de la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE), celebrada el pasado 30 de agosto de 2024, Erick Tejada Carbajal, secretario de gobierno en el Despacho de Energía, expuso una serie de puntos que Honduras considera prioritarios para el desarrollo de la integración energética en Centroamérica.

Entre los principales, el referente de la cartera energética hondureña compartió su preocupación por la lentitud en la adaptación del sector al cambio climático y subrayó la necesidad de reformar el mercado eléctrico regional para hacerlo más equitativo y accesible.

«Ha habido una evolución lenta de la regulación regional para prevenir los efectos devastadores del cambio climático y sus poderosas secuelas en nuestros países», advirtió como primer punto enumerado en una publicación de la red social X.

Esta declaración resuena en toda la región, donde los impactos del cambio climático, como las sequías y las tormentas intensas, están afectando gravemente la capacidad de generación de energía. Ante esta situación, Honduras propone una mayor flexibilidad en el transporte de energía entre los países centroamericanos, lo que permitiría una respuesta más eficiente a las fluctuaciones en la oferta y demanda de energía.

Ahora bien un punto controvertido planteado por Tejada Carbajal es abordar la «preeminencia total y absoluta de los mercados y grupos económicos específicos que venden energía en la región». Este dominio que acusa el funcionario hondureño no solo limita la participación de diversidad de actores, sino que también amenazaría el interés común de los Estados miembros. De allí que Honduras abogue por un enfoque más inclusivo que permita la entrada de nuevos actores en el mercado, promoviendo así una mayor competencia y diversificación.

En línea con esta visión, Honduras ha estado avanzando en su propia reforma energética a nivel nacional. La «Ley especial para garantizar el servicio de energía eléctrica como bien público de seguridad nacional y un derecho humano de naturaleza económica y social», promulgada recientemente, es un reflejo de esta perspectiva.

Durante los primeros 100 días del gobierno, se llevaron a cabo renegociaciones de contratos que generaron tensiones con algunas generadoras locales, pero que se sostuvieron bajo el argumento de corregir desequilibrios en el mercado eléctrico.

A medida que la gestión de Tejada Carbajal como titular de la Secretaría de Energía y de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), el gobierno ha enviado señales claras a los inversionistas sobre su intención de llevar a cabo una licitación de largo plazo para contratar 1500 MW, con el anuncio de que al menos el 65% de esta nueva energía provendría de fuentes renovables.

La respuesta de la iniciativa privada ha sido positiva en los últimos días, ya que la propuesta de Honduras es cada vez más clara en la voz de sus autoridades que aseguran que no buscan garantizar el suministro interno de una manera sostenible.

«Debemos movernos a una transición energética verde pero inclusiva, flexibilizar el transporte de energía en la región y colaborar juntos en tiempos de sequía y escasez de energía para que ésta, le llegue a la mayoría de gente de nuestros países aún en períodos críticos», afirmó Tejada.

Este llamado a la colaboración regional se basa en la premisa de que solo a través de un esfuerzo conjunto será posible garantizar un suministro energético estable y sostenible para toda Centroamérica. Un suministro que podrá tener una mayor participación de energías renovables a precios competitivos.

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Sungrow, el proveedor líder mundial de inversores fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento de energía, presentó sus más recientes innovaciones en energía solar, almacenamiento y carga de vehículos eléctricos en Intersolar South America, celebrada del 27 al 29 de agosto de 2024.

Durante la exposición, Sungrow anunció el logro de un hito significativo de 20 GW en pedidos acumulados de inversores contratados en toda América Latina, lo que remarca su compromiso con los esfuerzos de descarbonización de esta región.

Contribuir a un continente más sostenible

Con políticas de apoyo, inversiones crecientes y avances tecnológicos, América Latina está en camino a convertirse en una potencia en la transición mundial hacia las energías limpias. Sungrow está en la cúspide de esta transformación, liderando el mercado solar local con 20 GW de pedidos de inversores contratados.

«Alcanzar el hito de los 20 GW marca un logro significativo en el impulso de este dinámico mercado. Esperamos asociarnos con más partes interesadas para demostrar un liderazgo climático excepcional en los próximos años, desempeñando un papel crucial en la transición de las energías renovables locales», comentó Ada Li, Vicepresidenta de Sungrow Americas.

Presentación de la nueva solución residencial con microinversores para una vida ecológica

Sungrow ofrece una amplia gama de inversores fotovoltaicos monofásicos y trifásicos para el mercado residencial, incluidas las series RS-L y RT-P2. Los inversores residenciales están equipados con el interruptor de circuito de fallo de arco integrado (AFCI, por sus siglas en inglés), cumpliendo con todos los códigos y normas de seguridad actuales exigidos en el mercado brasileño.

El nuevo microinversor de Sungrow, el S2000S-SA, con una potencia nominal de 2 kW, presenta un innovador diseño térmico que mantiene la potencia nominal a temperaturas de hasta 50 grados centígrados. Con eficientes accesorios de enchufar y usar, el microinversor reduce el tiempo de instalación para un despliegue más rápido y minimiza el tiempo de inactividad. La tecnología Wi-Fi de amplio alcance, mejora significativamente la velocidad de comunicación, mientras que el control y la supervisión a nivel de módulo proporcionan la máxima precisión y rendimiento.

Ampliación de la cartera de productos para el mercado comercial e industrial de Brasil

Atendiendo al mercado de la microgeneración solar trifásica a 220 V (capacidad ≤75 kVA), Sungrow ha presentado sus últimos inversores comerciales: las series SG12/20/25-P2-LV y SG75CX-LV.

En esta serie destaca el SG75CX-LV, con una potencia nominal de 75 kW. El producto presenta una elevada corriente de funcionamiento por seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT, por sus siglas en inglés) y es compatible con módulos fotovoltaicos de mayor formato que superan los 600 W. El producto cuenta con un índice de protección IP66 y un índice de anticorrosión C5, lo que garantiza una durabilidad excepcional en entornos difíciles, limita la entrada de agentes sólidos y líquidos, permitiéndole estar protegido en exteriores. Además, el AFCI y la protección contra sobretensiones CC/CA proporcionan una mayor seguridad y fiabilidad, protegiendo el sistema contra fallos eléctricos y sobretensiones.

Fortalecimiento de la contribución del mercado fotovoltaico a escala comercial

Sungrow ha sido una fuerza dominante en el mercado fotovoltaico a escala de servicios públicos de América Latina durante años, ofreciendo soluciones emblemáticas como el inversor modular 1+X y soluciones de inversores de cadenas de 1500 V. El nuevo SG250HX-20, un inversor de 250 kW, está equipado con protección de CC activa para mejorar la seguridad de la instalación. Es compatible con todo tipo de módulos y proporciona una identificación precisa de fallos de CC y detección de terminales anómalos.

A medida que el mercado de vehículos eléctricos (VE) de América Latina experimenta un rápido crecimiento, Sungrow presentó sus cargadores de VE, incluidas soluciones de CC de 180 kW y 30 kW y soluciones de CA de 22 kW, para satisfacer la creciente demanda local.

Además de soluciones fotovoltaicas y para vehículos eléctricos, Sungrow también ofrece sistemas de almacenamiento de energía para hacer frente a la volatilidad y la intermitencia de las energías renovables. En la exposición se presentó el último sistema de almacenamiento de energía refrigerado por líquido, el PowerTitan 2.0. Como contribuyente enfocado al desarrollo del almacenamiento de energía en América Latina, Sungrow anunció recientemente que proveerá la mayor planta de almacenamiento de energía autónoma del continente, un proyecto emblemático de 200 MW/880 MWh. Se trata de un sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS, por sus siglas en inglés) llamado BESS Sol del Desierto, mejorando la confiabilidad energética regional y comprometiéndose a alcanzar el objetivo de la descarbonización local.

Desde su presentación en 2017 en el mercado latinoamericano, Sungrow se ha elevado muy por encima del estándar de la industria con un equipo profesional que cubre el soporte técnico, las ventas y el servicio en todo el continente. La empresa cuenta con el mayor centro de servicios para inversores y equipos de almacenamiento de energía de América Latina, satisfaciendo las diversas demandas locales con servicios más receptivos y profesionales. Entre los proyectos más destacados figuran una central de 841 MW en Brasil, el proyecto fotovoltaico Coya de 181,25 MW y el proyecto BESS Coya de 638 MWh en Chile.

Acerca de Sungrow

Sungrow Power Supply Co., Ltd. («Sungrow») es un proveedor líder mundial de inversores fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento de energía (ESS, por sus siglas en inglés) con más de 605 GW de convertidores electrónicos de potencia instalados en todo el mundo a junio de 2024.

Fundada en 1997 por el profesor universitario Cao Renxian, Sungrow es líder en investigación y desarrollo de inversores solares con el mayor equipo de I+D del sector y una amplia cartera de productos que ofrece soluciones de inversores fotovoltaicos y ESS para aplicaciones a gran escala, comerciales e industriales y residenciales, así como soluciones de plantas fotovoltaicas flotantes reconocidas internacionalmente, soluciones de conducción de vehículos de nueva energía (NEV, por sus siglas en inglés), soluciones de carga de vehículos eléctricos y sistemas de producción de hidrógeno renovable.

Con una sólida trayectoria de 27 años en el sector fotovoltaico, los productos de Sungrow suministran energía a más de 170 países de todo el mundo.

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El próximo 5 de noviembre será un día clave para Puerto Rico: se llevarán a cabo las elecciones presidenciales de Estados Unidos y las elecciones generales locales para el cuatrienio 2025-2029 en las que se definirá al nuevo gobernador de Puerto Rico, al comisionado residente, la Cámara de Representantes, el Senado y los alcaldes de los 78 municipios.

Cinco son los candidatos que se impusieron en las primaras para aspirar a la gobernación: Javier Jiménez (Proyecto Dignidad – PD), Jesús Manuel Ortiz (Partido Popular Democrático – PPD), Jennifer González Colón (Partido Nuevo Progresista – PNP) y Juan Dalmau Ramírez (Partido Independentista Puertorriqueño – PIP- y Alianza País junto al Movimiento Victoria Ciudadana) sobre este último, vale la aclaración que se acordó que se impondrá sobre un quinto candidato “de agua”, Javier Córdova Iturregui (Movimiento Victoria Ciudadana – MVC).

Los cuatro en campaña si bien aún no han socializado un programa de gobierno qué implementar si ganasen las elecciones, sí se han pronunciado en el último mes respecto a distintos temas de interés como el sector energético.

De acuerdo con Ramón Luis Nieves, director ejecutivo de Justicia Energética Puerto Rico, los aspirantes a la gobernación han coincidido en impulsar el desarrollo de energías renovables pero han discrepado sobre los contratos de privatización del sistema energético.

“Hay un consenso a favor de las energías renovables. Me parece que los cuatro candidatos sí favorecen la transición a energía renovable. Ahora, sin embargo, quizás el debate más importante es qué hacer con los contratos de privatización del sistema”, observó Ramón Luis Nieves.

Desde la óptica del referente consultado, la discusión pública está anclada en la crisis de interrupción del servicio, de apagones, y eso ha hecho de que los cuatro candidatos se hayan pronunciado sobre qué hacer con el contrato particularmente de la empresa Luma, que es la empresa que controla distribución, transmisión y servicios clientes en Puerto Rico, y, en menor grado Genera.

“Sobre el debate principal de qué hacer con los contratos de priorización y los cuatro candidatos ya han asumido postura al respecto, diferenciándose”, indicó Nieves.

Mientras que, Jesús Manuel Ortiz y Juan Dalmau apuntan a la cancelación de contratos con estas empresas, Jenniffer González defiende la figura de un «zar de energía» similar a la postura planteada por Javier Jiménez para fiscalizar a Luma y Genera en el cumplimiento de sus obligaciones.

Energías renovables e influencia federal 

Una prioridad que deberán atender los candidatos es su relación con la administración de gobierno federal que también será elegida el 5 de noviembre. Y si bien hay cinco candidatos por los partidos Demócrata, Republicano, Libertario, Verde e Independiente, Kamala Harris (Demócrata) y Donald Trump (Republicano) lideran las encuestas en la contienda que se definirá por el Colegio Electoral.

En el sector energético las diferencias entre uno y otro candidato a la presidencia de Estados Unidos son evidentes, de acuerdo al análisis del director ejecutivo de Justicia Energética Puerto Rico:

“Mi visión de una administración que sea presidida por Donald Trump es que esa administración podría cuestionar seriamente la falta de utilización efectiva de los fondos del gobierno de Estados Unidos en la reconstrucción de la red eléctrica, por ejemplo y además cuestionar su apoyo exclusivo a proyectos de energías renovables en Estados Unidos y obviamente en Puerto Rico.

Por otra parte, Kamala Harris si bien estaría alineada a impulsar alternativas sostenibles, dependiendo a quién nombre en el Departamento de Energía Federal, podría alterar el énfasis claro que ha tenido la administración Biden-Harris en cuanto a la transición a energía renovable”.

Así como indicó el especialista a nivel federal, “el enfasis” en la apuesta por energías renovables a nivel local podría variar de acuerdo a los temas que tenga en agenda cada candidato.

“Y yo creo que aquí en Puerto Rico, cualquiera de los candidatos o candidata que gane a la gobernación como tal va a continuar con algún tipo de compromiso con la transición a renovables. Pero va a haber distintos énfasis en cuanto a eso, por ejemplo, en el caso de Jennifer González aunque sí favorece a la energía renovable, y de hecho ha hecho expresiones para apoyar el reclamo de que la Junta de Control Fiscal de Puerto Rico no elimine o minimice los beneficios de la ley de medición neta, ella ha hecho expresiones en apoyo de lo que llama “diversificación de combustibles” que se puede traducir en que está bien que exista renovable, pero es la postura que favorece también la integración de cada vez más gas natural al sistema de generación de energía en Puerto Rico”, concluyó Ramón Luis Nieves, director ejecutivo de Justicia Energética Puerto Rico.

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Ayer se realizó el seminario internacional virtual titulado “El Futuro de la Transición Energética en el MERCOSUR”, donde mujeres líderes de la región disertaron sobre los retos, oportunidades y tendencias actuales y que se avecinan para avanzar hacia una matriz más limpia, sostenible y equitativa. 

El seminario co-organizado por la Asociación Uruguaya de Mujeres en Energía, la Asociación Argentina de Mujeres en Energías Sostenibles y el portal de noticias Energía Estratégica, contó con un panel de debate dedicado a las políticas públicas y su influencia en el futuro energético de la región

Veronica Geese, secretaria de Energía de la provincia de Santa Fe, Blanca Palumbo, consejera en Coordinador Eléctrico Nacional de Chile, María Antonia Gwynn, co-chair de LATAM del World Energy Council, y Carmen Sanches, subsecretaria de Innovación y Transición Energética de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica de Brasil, analizaron las perspectivas venideras y dieron a conocer las medidas en las que están trabajando en la materia. 

Es por ello que durante el evento se hizo hincapié en la importancia de avanzar en distintas tecnologías quer permitan descarbonizar el MERCOSUR, ya sea desde el lado de la generación distribuida como a gran escala, así como también la importancia de contar con alianzas internacionales estratégicas para la integración regional y el avance de nuevos proyectos.

“Nos enfocamos en la descarbonización y la sustentabilidad, principalmente del transporte y la industria, adoptando tecnologías más limpias. Es decir, vestigios positivos para avanzar en innovaciones tecnológicas como pilar central. 

“Debemos alinear el desarrollo de infraestructuras con las inversiones en generación renovable. Los países se pueden beneficiar, como por ejemplo con las interconexiones eléctricas, analizando cómo potenciar las existentes para mayores intercambios o qué más se necesita para posibilitar el tránsito de energía entre dos países a través de un tercero. O mismo armonizando normas institucionales y marcos legales que ayuden a superar los obstáculos”, señaló María Antonia Gwynn. 

“Hay vestigios positivos para avanzar en innovaciones tecnológicas como pilares centrales. Y si bien a nivel regional hay complejidades a superar, como por las regulaciones de cada país, las medidas de mercado y por tanto debemos tomar recaudos, espero que se puede desenvolver la colaboración internacional para un mercado regional con más fuentes de generación”, añadió Carmen Sanches.

“Se requiere trabajar en conjunto para habilitar la complementariedad entre los sistemas energéticos, que éstos cumplan con el cuidado del medio ambiente, eviten costos innecesarios y ayuden al comercio en la región”, complementó Emaldi. 

De igual manera, desde el Coordinador Eléctrico Nacional de Chile reflejaron la importancia de contar con tecnologías tanto a nivel nacional como regional para brindar más estabilidad a la red ante la riqueza de insumos ERNC, como por ejemplo a través de condensadores síncronos.

Incluso, el propio CEN de Chile realizó la primera licitación pública internacional para la construcción y explotación de Servicios Complementarios de Control de Tensión (SSCC) por aportes de potencia de cortocircuito, donde finalmente adjudicó cinco proyectos de las empresas Alupar, Engie y Transelec; mientras que la prestación del servicio comenzará a durante el año 2027 y se remunerará por una anualidad durante 25 años. 

“Ello permitirá integrar más energía renovables en el norte del país, bajar costos y no tener centrales térmicas a carbón funcionando durante el día. Es decir que siempre buscamos cómo mejorar los procesos y trasladar la generación de proyectos ERNC”, afirmó Blanca Palumbo.

Mientras que por el lado de la provincia de Santa Fe, su secretaria de Energía reconoció que los grandes focos están puestos en la adopción de más generación distribuida y el avance de las bioenergías que contribuyan a la generación de la cadena de valor local. 

“Tratamos de escalar en generación distribuida, por el momento fotovoltaica, a través del Programa Prosumidores 4.0, para que ese ecosistema se desarrolle localmente en la provincia y de tal modo que tenemos la misión de llegar al 2025 con 12 MW de capacidad instalada en GD. Creemos que se llegará gracias a la recomposición tarifaria, la baja del impuesto país y que el sector productivo tome la iniciativa para ir hacia instalaciones de más de 100 kW de potencia”, vaticinó Verónica Geese.

“Además, hay mucho que trabajar en biometano y para eso estamos desarrollando una red de gasoductos troncales en zonas donde contamos con la biomasa necesaria. Es el camino al cual debe ir Santa Fe”, agregó. 

La entrada Integración regional y más renovables: Los focos de la política pública para el futuro de la transición energética en el MERCOSUR se publicó primero en Energía Estratégica.

Ayer se llevó a cabo con éxito el seminario internacional «El Futuro de la Transición Energética en el MERCOSUR», co-organizado por la Asociación Uruguaya de Mujeres en Energía, la Asociación Argentina de Mujeres en Energías Sostenibles y el portal de noticias Energía Estratégica.

Allí, especialistas regionales debatieron las tendencias, desafíos y oportunidades que enfrenta la región en su camino hacia una transición energética más sostenible y equitativa.

En este marco, el primer panel de debate titulado “Empresas y prospectiva de la transición energética” estuvo encabezado por 4 ponentes de primer nivel: Mariana Iribarne, gerente de Relaciones Institucionales y Sostenibilidad de YPF Luz; Gisele Astorga Viveros, directora Corporativa de Relaciones con los Clientes de AUREN Energía; Susana Muñoz Espinoza,  gerente de Asuntos Públicos de Pacific Hydro e Irene Alfaro, directora Gerente de ARPEL.

Cada una de ellas, brindó su visión sobre los requisitos necesarios para contribuir a la transición energética dentro de los países del MERCOSUR.

La primera en exponer fue Iribarne quien señaló: “Argentina tiene una oportunidad muy fuerte de continuar ampliando su red y su capacidad instalada de renovables con un fuerte enfoque en la minería sustentable. Tenemos el desafío de fortalecer la infraestructura de transmisión como pasa en muchos países de la región y deberemos trabajar fuerte en ello”

Según la vocera de YPF Luz en Argentina la energía renovable se ha vuelto competitiva con el sinceramiento de tarifas y el “Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones» (RIGI). Además, augura nuevos cambios regulatorios que derivarán en la incorporación masiva de energía renovable. 

“Hay que prepararse para un escenario muy competitivo donde tendremos que traer ofertas de digitalización e innovación para que el cliente tenga energía confiable. Esto comprueba que la seguridad jurídica y regulatoria para proyectos de largo plazo es super necesaria ya que abre nuevas oportunidades a inversiones de transmisión”, argumentó.

En sintonía con esa visión, Susana Muñoz Espinoza, Gerente de Asuntos Públicos de Pacific Hydro, proveedora de soluciones de energía limpia a nivel global con fuerte presencia en Chile, coincide: “Se necesita un marco concreto de acción que no cambie las reglas de juego constantemente y vemos la voluntad del gobierno chileno por concretarlo”. 

También solicitó mecanismos financieros que incentiven ciertas inversiones renovables y la creación de mercado eléctrico integrado entre los países del Mercosur que optimice el uso de los energéticos renovables e impulse la confianza de los inversores. 

De esta forma, advirtió que a nivel país se están debatiendo cambios y esquemas regulatorios para que la transición energética se de la forma más justa posible.

“Chile tiene muchas ventajas que capturaron el interés de inversionistas internacionales. Los proyectos de almacenamiento como complemento de la energía solar están creciendo bastante y esperamos que esta tendencia continúe. En línea con este crecimiento, Pacific Hydro apuesta a triplicar su capacidad instalada en el país para el 2028”, reveló.

Por su parte, Gisele Astorga Viveros, directora Corporativa de Relaciones con los Clientes de AUREN Energía, una de las plataformas de comercio de energía renovable más grandes de Brasil habló del rol dominante que tienen en el país y su objetivos de expansión a otros países.

“Auren es una generadora 100% renovable con una cartera consolidada de stakeholders interesados en invertir en Brasil. Estamos en un proceso de fusión con AES y tenemos una capacidad instalada de 8.8 GW en generación hidroeléctrica, eólica y solar, entre otras”, destacó.

En este sentido, explicó que Brasil tiene la matriz energética más limpia de Latam y el objetivo es mantener esta virtud. Con la innovación en su ADN, Auren busca ayudar a sus clientes con sus metas de descarbonización.

Según la ejecutiva en sus plataformas de comercialización, existe un potencial en el mercado brasileño de más de 165 mil unidades de consumo que podrán migrar al mercado libre y escoger su energía renovable. 

“Esta apertura del mercado trae mucha competitividad y muchos comercializadores preparados. No obstante, el gran desafío de llevar estas plataformas de comercialización a otros países de Mercosur es que las reglas tienen que ser muy claras para dinamizar el mercado de energía”, enfatizó.

Por último, Irene Alfaro, Directora Gerente de ARPEL, asociación sin fines de lucro que nuclea a empresas e instituciones del sector petróleo, gas y energía renovable de América Latina y el Caribe, habló de las claves para avanzar en la diversificación de la matriz respetando siempre las necesidades locales de cada región.

“La transición energética justa se basa en el derecho al desarrollo sostenible. Debemos abrir el diálogo para impulsar el avance de energías renovables en la región en un entorno de negocios competitivo. Por ello, redactamos documentos en los que destacamos la necesidad de marcos regulatorios competitivos que reduzcan los costos de la transición y sean atractivos para las inversiones”, comenzó.  

Teniendo en cuenta que la demanda de energía primaria en Latam se va a duplicar al 2050, la experta habló de la necesidad de estar preparados para hacer frente a esas proyecciones.

“Para contribuir a la transición energética es esencial construir progresivamente ecosistemas de innovación basados en 4 pilares: la renovabilidad, la eficiencia energética, la seguridad y la resiliencia. En estos deben converger con políticas públicas y marcos regulatorios claros para estimular las inversiones, con especial atención a los costos de la energía y la protección a las poblaciones vulnerables”. 

Para ello, concluyó que la optimización de los recursos es crítica para los países emergentes sobre todo teniendo en cuenta las debilidades de infraestructura existentes.

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, debido a la considerable baja de los costos de paneles solares el último año, el mercado solar de generación distribuida viene creciendo exponencialmente en Perú y  Amara NZero, proveedor integral para proyectos relacionados con la transición energética, se planteó ambiciosos objetivos en este segmento.

Teniendo en cuenta que se estima un crecimiento de 60 GW en generación distribuida proyectadas para este 2024 en Perú, la compañía se propone liderar el 30% de esa cuota de mercado, convirtiéndose en un aliado estratégico para el sector eléctrico.

A pesar de los ambiciosos objetivos de crecimiento que tiene la compañía en el país, Rolando Garay, Country Manager Perú en  Amara NZero Perú identifica ciertos retos que hay que superar para  dar un salto en dicho segmento, en diálogo con este medio.

“Es complejo definir las reglas completas que nos ayuden a generar la inercia que tiene un mercado maduro de alta inserción de energías renovables (como ya sucede en muchos países del mundo), sin embargo, sería importante ir adquiriendo medidas básicas y directas de implementar que nos ayuden a incentivar el mercado de generación distribuida”, explica.

Y agrega: “Por el momento el mercado de generación distribuida no permite la inyección de energía a la red pública de parte de un sistema de autoconsumo, por lo que no se puede aprovechar siempre el 100% de la energía que se produce. Esto resulta ser una limitante en algunos casos (principalmente en el mercado residencial) quienes aún no terminan de poder acoplar la tecnología”, alerta. 

Para dar respuesta a estas barreras, Garay sugiere replicar modelos de pares latinoamericanos para aplicar medidas de ágil implementación que ayuden a incentivar este segmento.

“Tenemos casos de la región que se pueden usar de ejemplo, como la eliminación de aranceles a los paneles solares, la depreciación acelerada en un sistema fotovoltaico implementado, o que se pueda usar el pago del impuesto de un proyecto solar como escudo fiscal en la declaración de renta de una empresa”, destaca. 

Así mismo, propone adaptar inicialmente un mecanismo de net metering con las concesionarias en las facturas de electricidad para la inyección a red de sistemas de autoconsumo.

Por otro lado, aún sin un reglamento para la generación distribuida, el ejecutivo afirma que el sector comercial e industrial sí se ha encontrado con una interesante oportunidad debido a la creciente subida de los precios de electricidad en el mercado libre. 

“Hay empresas que hoy están firmando PPAs a 60 USD/MWh cuando el costo nivelado de una planta solar ya se encuentra alrededor de los 40 USD/MWh en algunas regiones de buen recurso solar”, concluye.

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El gobierno de Chile anunció nuevos beneficios para incentivar la generación distribuida en las micro, pequeñas y medianas empresas (MiPyMEs) del país, con el objetivo de suavizar el impacto de las alzas de las tarifas eléctricas. 

A través de un trabajo en conjunto entre el Ministerio de Energía, el Ministerio de Hacienda, el Ministerio de Economía, Fomento y Turismo y , el Poder Ejecutivo permitirá que las MiPyMEs opten por un crédito tributario para instalar sistemas solares. 

«Habrá un apoyo a la inversión para paneles fotovoltaicos que les permita producir energía verde y a bajo costo en sus locales», afirmó el ministro de Economía, Fomento y Turismo de Chile, Nicolás Grau, a través de sus redes sociales. 

“Será un crédito tributario del 25% de la inversión, que irá contra el impuesto de primera categoría, es decir, contra las utilidades. Y en el caso de las micro, pequeñas y medianas empresas que no tengan utilidades, operará en la práctica como una transferencia a la PyMEs”, explicó.

Esto significa que funcionará como una especie de subsidio para el 25% de la inversión; mientras que el 75% restante de la inversión para los sistemas de generación renovable podría ser considerado gasto y contabilizado como depreciación acelerada. 

“Esto implicará un proyecto de ley que esperamos anunciar pronto cuando será su ingreso, que nos permitirá ayudar a las pymes en este tránsito hacia una economía verde, por supuesto reduciendo sus costos, minimizando el impacto de las alzas tarifarias y ayudando a nuestra economía a transitar hacia una economía más verde”, aclaró el funcionario que está en el cargo desde el 2022. 

Esta medida se sumaría a aquella incluída por el Ministerio de Energía en el proyecto de ley para ampliar la cobertura del subsidio eléctrico a 4,7 millones de usuarios, donde se propone habilitar, de forma transitoria, que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) inyecten y retiren energía en el mismo punto de conexión, para comercializarla con las concesionarias de servicio público de distribución que presten servicio en dicha zona. 

Y las distribuidoras podrán traspasar dicho precio a la bolsa de clientes conformada por las MiPyMEs y operadores de servicios sanitarios rurales que cumplan con los requisitos objetivos de focalización. Es decir que, de aprobarse el proyecto de ley, ese tipo de clientes regulados del sector comercial podrán comprar energía a los PMGD y así disminuir en aproximadamente un 7% del precio de la energía.

Cabe aclarar que la propuesta establece un techo anual de 500 GWh/año de la totalidad de inyecciones PMGD que podrían ser destinadas a ese mecanismo y su implementación será por medio de una bolsa de precio preferente, donde las MyPyMEs deberán postularse para acceder a este tipo de mercado. 

Y si bien el tratamiento de este último proyecto de ley mencionado comenzó su tramitación el pasado miércoles, es preciso recordar que la iniciativa es resistida por el sector renovable de Chile dado el posible impacto negativo que podría acarrear (en conjunto con otras medidas del PdL), a tal punto que ACERA y ACESOL alertaron defaults financieros y quiebre de proyectos PMGD. 

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Future Energy Summit (FES) arribará a Chile por tercer año consecutivo con un nuevo mega evento en la ciudad de Santiago y ratificará su rol como plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables de Iberoamérica. 

La cita de FES Chile será los días 27 y 28 de noviembre en el Hotel Intercontinental Santiago (Av. Vitacura 2885, Las Condes), donde se reunirán más de 400 CEOs, referentes de compañías líderes, autoridades de gobierno, inversionistas, desarrolladores de proyectos, tecnólogos, EPCistas, generadoras y gremios del sector, que se verán las caras en el evento que contará con espacios destinados al networking, entrevistas exclusivas y debates significativos junto a grandes players públicos y privados de las renovables de Latinoamérica. 

Dentro del repertorio de especialistas que pasarán por el escenario y acompañarán la cumbre FES Chile, se destaca la presencia de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL), la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 Perú) y la Agencia Sostenibilidad Energética de Chile (AgenciaSE). 

ACERA agrupa a más de 150 socios entre desarrolladores, generadores y proveedores de productos y servicios, nacionales y extranjeros, en toda la cadena de valor; por lo que su contribución será clave si se trata del diálogo para fomentar las renovables en el país. 

Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de ACERA, repetirá participación en una cumbre de Future Energy Summit tras lo hecho en la edición 2023, donde remarcó la importancia de brindar claridad sobre el efecto de las renovables en las tarifas y puso foco en los pasos necesarios para alcanzar la descarbonización en los próximos años (ver nota). 

Incluso, dicho gremio recientemente dio a conocer que Chile posee más de 7 GW de proyectos en pruebas y distintas fases de construcción, por lo que la potencia ERNC y de almacenamiento podría superar los 22 GW en los próximos meses si se concretan todas las inversiones, mientras que a 2026 se espera un 56% de participación en la matriz por parte de esas tecnologías.

ACESOL es otra entidad que no puede faltar en la nómina para abordar el impulso a las renovables, dado que engloba a más de 150 entidades del sector solar y que está activamente involucrada tanto con proyectos de capacidades menores hasta la utility scale. 

Bárbara Barbieri Yañez, presidenta de ACESOL (reelecta para el periódo 2024-2026) también repetirá asistencia al evento FES Chile luego de una edición 2023 en la que brindó una ponencia exclusiva donde enfatizó en la necesidad de avanzar en el marco normativo lo más rápido posible para cumplir con las metas de generación renovable y consideró esencial que entre en vigor la «ley de cuotas», la cual busca incrementar el límite de potencia del Net-Billing a 500 kW. 

Asimismo, a lo largo del corriente año, ACESOL – en conjunto con la  Universidad Adolfo Ibáñez – lanzó una plataforma web de análisis de redes de distribución para la integración eficiente de recursos energéticos distribuidos y pidió la continuidad de la certeza regulatoria para proyectos PMGD frente a los cambios planteados por el gobierno (ver nota). 

Por el lado de H2 Perú es una asociación sin fines de lucro fundada a fines del 2020, que genera espacios de interacción para identificar oportunidades; a tal punto que en 2022 presentaron una propuesta de hoja de ruta de hidrógeno verde de dicho país, donde proyectaron más de 12 GW de potencia de electrolizadores y un costo de producción cercano a USD 1 kg H2V al 2050.

H2 Perú tendrá representación en la cumbre de Future Energy Summit a través de su presidente, Daniel Camac, quién recientemente apuntó que “la ley del fomento al H2V en Perú es la más ambiciosa de Latinoamérica”, sumado a que la asociación que preside hizo fuerzas para lograr la modificación de hidrógeno verde que figuraba en el artículo 2 de la Ley N° 31992 (Ley del fomento del hidrogeno verde.

Hecho que culminó con la correcta inclusión del H2V como «aquel obtenido del agua mediante procesos que utilizan como fuente de energía a los recursos energéticos renovables”, lo que significa un hito positivo para el sector de las fuentes no convencionales ya que diversos actores tanto públicos como privados venían reclamando este cambio para cumplir con los estándares a nivel internacional.

Mientras que la Agencia de Sostenibilidad Energética de Chile es una fundación de derecho privado sin fines de lucro, que tiene el objetivo de promover, fortalecer y consolidar el uso eficiente y sostenible de la energía a través de la implementación de iniciativas público-privadas. 

Rosa Riquelme, directora ejecutiva de la AgenciaSE, será otra de las figuras que volverá a decir presente en asistencia en la cumbre de FES Chile, pero en esta oportunidad lo hará en el panel de debate denominado “La apuesta del sector público chileno para una matriz renovable”, considerando que la entidad destacó la importancia del Programa Casa Solar y que en 2024 llamaron a instaladoras a participar del “Programa de Desarrollo de Capacidades en el Sector Financiero Local”, entre otros hitos. 

Por todo ello y más es que las jornadas del 27 y 28 de noviembre de FES Chile serán la cita ideal para debatir y disertar sobre los temas fundamentales para el crecimiento de las tecnologías verdes.

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El Negociado de Energía de Puerto Rico aprobó tres nuevos contratos relacionados a proyectos de energía solar y almacenamiento. Estos proyectos, que forman parte del segundo tramo de la Solicitud de Propuestas (RFP), consisten en una central de energía solar fotovoltaica de 20 MW, otra central solar fotovoltaica de 40 MW y un sistema de almacenamiento de energía con baterías de 60 MW (240 MWh o su equivalente).

Aún no es de público conocimiento cuáles son las empresas detrás de estos proyectos. La Resolución y Orden de este lunes 26 de agosto del 2024, identifica a los mismos dentro de los Apéndices A, B y C de la resolución, los cuales serán confidenciales hasta la ejecución de los contratos.

No obstante, el Negociado deja expresamente aclarado que cada uno de estos proyectos ha sido diseñado para integrarse de manera segura y eficiente en la red eléctrica existente, y que el proceso de evaluación incluyó un análisis detallado de los precios propuestos, asegurándose de que fueran competitivos y estuvieran alineados con los estándares de la industria.

La evaluación también consideró los estudios de interconexión presentados por la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE), los cuales demostraron que la integración de la nueva capacidad de generación y almacenamiento no comprometerá la estabilidad ni la confiabilidad de la red eléctrica de Puerto Rico.

El Negociado de Energía enfatizó mediante la Resolución publicada que estos acuerdos están en plena conformidad con el Plan Integrado de Recursos (PIR) aprobado, un elemento clave para asegurar que la expansión de la capacidad de generación renovable se realice de manera ordenada y efectiva.

En este sentido, los términos y condiciones de los contratos fueron escrutados para garantizar que cumplan con los principios de la política pública energética y el PIR, asegurando que la inversión en estos proyectos contribuya a la transición hacia un sistema energético más sostenible y menos dependiente de fuentes de energía contaminantes. Además, el Negociado se aseguró de que las tarifas y condiciones de interconexión sean justas y razonables, protegiendo así el interés público y los recursos financieros del estado.

Confidencialidad y próximos pasos

Es importante insistir que los detalles específicos de los proyectos contenidos en los Apéndices A, B y C de la resolución permanecerán resguardados hasta que los contratos sean ejecutados. Esto se debe a que la AEE ha solicitado un tratamiento confidencial para estos documentos, una solicitud que fue aprobada por el Negociado de Energía después de una revisión detallada de los argumentos presentados y la legislación aplicable. Según la Ley 57-2014, el Negociado tiene la facultad de otorgar tal confidencialidad para proteger información sensible mientras se asegura de que la transparencia y el interés público no se vean indebidamente afectados.

El siguiente paso en este proceso es que la AEE obtenga la aprobación de la Junta de Supervisión y Administración Financiera para Puerto Rico (FOMB/JSAF). Este requisito es esencial antes de que los contratos puedan ser formalmente ejecutados. Sin la aprobación de la FOMB, los contratos podrían ser declarados nulos, lo que subraya la importancia de este paso en el proceso de contratación.

Order Approving Tr 2 Contracts

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El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) lanzó una convocatoria para la presentación de manifestación de interés para el diseño del Cap & Trade en Argentina, con el objetivo de lograr la implementación de un mecanismo de mercado que permita incentivar una determinada reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) al mínimo coste.

La consultoría tiene como objetivo establecer un esquema de límites máximos y comercio robusto en Argentina, evaluando aspectos como diseño del sistema, sectores y GEI cubiertos, asignación de derechos de emisión, sus resultados y cumplimientos.

Mientras que el diseño del marco regulatorio y de mercado deberá incluir análisis comparativos de sistemas internacionales, evaluación de las emisiones actuales y establecimiento de límites de emisiones realistas. 

El presupuesto estimado para esta convocatoria es de USD 100.000.000 y las expresiones de interés se podrán presentar en formato PDF hasta el 6 de septiembre del corriente año a través del Portal de Postores para la Selección y Contratación de Empresas Consultoras para Operaciones Ejecutadas por el BID. 

En tanto que si la propuesta es seleccionada, se invitará a la entidad oferente a negociar un contrato para el diseño del mercado de derechos de emisiones de gases de efecto invernadero en el país. 

Y cabe recordar que Argentina presentó su primera Contribución Determinada a Nivel Nacional (NDC) en 2015, que fue revisada en 2016, y su segunda NDC en 2020, que fue revisada en 2021, comprometiéndose con una meta aún más ambiciosa que la primera: limitar las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) a un nivel un 27% inferior al de la primera NDC previamente comprometida.

“Para cumplir con los compromisos asumidos por nuestro país, es necesario involucrar a los sectores responsables de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) que impactan el clima y la población en general. Para ello, es crucial establecer incentivos económicos claros que indiquen con precisión la dirección en la que avanzar”, sostiene el documento de la convocatoria. 

Incluso, el mecanismo de Cap & Trade ha sido una premisa planteada en reiteradas oportunidades por la gestión actual; ya sea por el actual secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, durante la campaña electoral presidencial de Javier Milei (ver nota), o mismo por Mariela Beljansky desde que asumió como subsecretaria de Transición y Planeamiento Energético. 

En aquel entonces, Beljansky vaticinó que se asignarían umbrales de derechos de emisión de forma anual y obligatorios, compatibles con cumplir el Acuerdo de París, a cada uno de los sectores y subsectores de la economía.

Con ello se buscará no perjudicar a quienes ya hayan avanzado en la materia, como también dejar que haya un porcentaje sobrante de derechos de emisión de GEI sin asignar para el año próximo, en pos de que puedan aparecer nuevos players en los distintos segmentos de la economía argentina, entre ellos el sector energético.

Mientras que aquellas entidades que deseen participar en un mercado de carbono (diferente al mercado de derechos de emisión que propone el Poder Ejecutivo) y realizar proyectos de bonos de carbono y venderlos en un mercado voluntario, también serán consideradas al momento de que se evalúe el nivel de emisiones de una compañía. 

Asimismo, la subsecretaria de Transición y Planeamiento Energético vaticinó en su momento que podría implicar penalidades para las empresas que no cumplan o superen el umbral que se establezca; aunque en primera instancia habrá derechos de emisión de GEI gratuitos y posteriormente un plazo de tiempo para que una entidad pueda comprarlos en el mercado. 

Pero de continuar el incumplimiento, sí existirá una penalización, a pesar que no sea la intención, sino más bien que la propia señal de precio sea suficiente para que se llegue a un acuerdo en las transacciones económicas entre privados que necesitan comprar derechos de emisión y quienes deseen venderlos.

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La Autoridad Nacional de Licencias Ambientales resolvió el recurso de reposición interpuesto por la sociedad Enlaza Grupo de Energía de Bogotá para el proyecto Línea de Transmisión Asociada a la Conexión Cuestecitas Colectora 1 a 500 kV, localizado en los municipios de Uribia, Manaure Albania y Maicao, en el departamento de La Guajira.

De acuerdo con la licencia otorgada el 12 de junio de 2024, el Grupo de Energía de Bogotá interpuso recurso de reposición, buscando subsanar algunas actividades que se habían negado en la licencia.

El recurso de reposición interpuesto se enfocó principalmente en temas relacionados con el área de la nueva subestación Colectora, las vías de acceso al proyecto, la viabilidad de ciertos sitios de torre y plazas de tendido, el aprovechamiento forestal en la zona de la subestación y la negación del permiso de aprovechamiento forestal sobre la servidumbre, así como en algunas ocupaciones de cauce, la temporalidad de presentación de los programas y fichas del Plan de Manejo Ambiental y del Plan de Seguimiento y Monitoreo, entre otros aspectos; todos los cuales fueron evaluados y, con base en los argumentos presentados, definidos dentro del recurso de reposición.

El proyecto está conformado por dos líneas de transmisión eléctrica paralelas de 500 kV (denominadas como línea A y B), en doble circuito, proyectadas entre la subestación Colectora 500 kV (localizada en el municipio de Uribia) y la subestación Cuestecitas 500 kV (localizada en el municipio de Albania), con una longitud de 114,45 km para la línea A y de 114,06 km para la línea B.

Las líneas de transmisión Cuestecitas – Colectora serán de gran importancia para la transición energética, ya que serán las encargadas de evacuar toda la generación de energía proveniente de los proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) en La Guajira para incorporarla al Sistema de Trasmisión Nacional.

Con este proyecto, ya son 17 las líneas de transmisión viabilizadas ambientalmente por la ANLA desde el 2018.

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Esta semana comenzó Intersolar South America 2024 la feria más grande de la industria de la energía solar de la región, que se llevará adelante hasta el día de hoy en São Paulo, Brasil. Allí, empresas líderes del sector fotovoltaico presentan sus últimos avances tecnológicos con el objetivo de demostrar su compromiso con la innovación y la excelencia.

Una de ellas, es Antaisolar, compañía global dedicada al desarrollo, fabricación y suministro de estructuras de soporte para paneles solares que si bien fue fundada en Xiamen, China, en 2006, también tiene presencia en mercados estratégicos de América del Norte, Europa y América Latina.

En el marco de la feria, Marcelo Pes, Country Manager Brazil de Antaisolar, participó del ciclo «Protagonistas» de Energía Estratégica, donde reveló los objetivos de crecimiento que tienen previstos para la región latinoamericana.

“Para 2024, Antaisolar tiene expectativas ambiciosas en términos de expansión en América Latina, particularmente en proyectos de montaje en suelo Fix y Tracker. Tenemos actualmente más de 500 MW instalados y buscamos alcanzar el hito de nuestro primer GW en la región para fines de este año”, señaló.

Y agregó: “Apuntamos a instalar cientos de megavatios concentrándose en proyectos de gran escala (utility-scale) en países como Brasil y Chile, donde el crecimiento del sector es más robusto y en segundo plano en Argentina y Colombia”.

De acuerdo al experto, en particular, Brasil ha emergido como un líder en la región, porque se han implementado marcos regulatorios que facilitan la instalación de sistemas de generación distribuida y proyectos de gran escala.

“La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), ha lanzado resoluciones que han incentivado a consumidores y empresas a invertir en energía solar para reducir sus costos energéticos y mejorar su sostenibilidad a través de exenciones fiscales. Estas políticas públicas han consolidado al país como el más grande y dinámico de energía solar en América Latina.”

Soluciones más demandadas

Según el ejecutivo, en Latam, la compañía está bien posicionada para capturar una porción importante de esos mercados en crecimiento, dado su enfoque en soluciones de alta eficiencia adaptadas a las condiciones locales.

En línea con esos objetivos, Pes destaca que una de los principales productos presentados en Intersolar Brasil 2024 es TAI-Simple, un sistema de seguimiento solar de un solo eje. 

Este sistema fue diseñado para maximizar la eficiencia energética, con la capacidad de adaptarse a grandes módulos bifaciales y ángulos de seguimiento de 60 grados, lo que resulta en un aumento conservador del 18% al 28% en la generación de energía. Además, ha sido optimizado para soportar condiciones extremas de viento y nieve, garantizando el funcionamiento seguro de las plantas solares en diversas condiciones climáticas.

Otro de los productos estrella planteados por el experto en el certamen son sus soluciones para cubiertas. Estas ofrecen flexibilidad y alta durabilidad, lo que las hace adecuadas para diferentes tipos de proyectos, desde pequeñas instalaciones hasta grandes plantas solares.

De esta forma, Antaisolar busca seguir creciendo en Latinoamérica con su amplia gama de productos para diferentes tipos de instalaciones solares, como sistemas de montaje en tejados, sistemas de montaje en suelo y seguidores solares. 

“Antai tiene constante inversión en pesquisa y desarrollo para crear nuevas tecnologías y mejorar continuamente sus productos, buscando satisfacer las demandas de un mercado en constante evolución y contribuir a la transición energética global hacia fuentes de energía más sostenibles. Por ello, es conocida por sus soluciones innovadoras y eficientes, centrándose en la calidad, la durabilidad y la facilidad de instalación”, concluyó.

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En julio de este año el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible publicó el decreto número 0852 por el cual se modifica el Decreto 1076 de 2015, en relación con las competencias para otorgar la licencia ambiental a los proyectos de exploración y uso de fuentes de energía alternativa virtualmente contaminantes y otras determinaciones.

Con esta medida, el gobierno ha decidido centralizar el análisis de los proyectos de generación eléctrica de 50 a 100 MW, transfiriendo esta responsabilidad de las Corporaciones Autónomas Regionales (CAR) a la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA), ubicada en Bogotá.

Decreto 852

En discrepancia con esta decisión del Gobierno, Iván Martínez Ibarra, presidente de EGAL, firma dedicada a la investigación y la ejecución de proyectos energéticos a gran escala presentó una demanda ante el Consejo de Estado, la cual ha sido admitida y está en curso.

En diálogo con Energía Estratégica, el demandante explica los motivos por los cuales la compañía tomó acción legal para darle nulidad a la normativa bajo el convencimiento de que este cambio podría ir en detrimento de la ejecución de proyectos de energía no convencional.

“El Decreto ha generado un amplio debate en los sectores energéticos y ambientales del país. Desde EGAL, hemos manifestado una firme oposición a esta medida, ya que consideramos que conlleva 5 consecuencias negativas que deben ser evaluadas a fondo”, señala.

Según Martínez Ibarra, las implicancias del decreto son las siguientes:

1: Debilitamiento de la autonomía regional: Las CAR han sido, históricamente, instituciones clave en la gestión ambiental de sus respectivas regiones, gracias a su profundo conocimiento de las particularidades locales, tanto en términos ecológicos como sociales. Al trasladar esta competencia a la ANLA, se les priva a las regiones de una herramienta vital para gestionar su propio desarrollo, lo que va en contravía de los objetivos de descentralización que el país ha venido promoviendo desde hace décadas.

2: Menor eficiencia en la gestión ambiental: Aunque la ANLA es una entidad reconocida por su capacidad técnica, la centralización de las competencias puede resultar en la creación de cuellos de botella y en una sobrecarga de solicitudes que afecte la eficiencia de los procesos. Las CAR, al estar más cerca de los territorios y de los actores involucrados, podrían gestionar estos procesos de manera más ágil y efectiva, respondiendo con mayor celeridad a las necesidades de los proyectos. La acumulación de trámites en una única entidad central podría, por el contrario, ralentizar la aprobación de licencias, generando retrasos que impactan negativamente en el desarrollo de los proyectos energéticos.

3: Desconocimiento de las realidades locales: Las CAR han demostrado, a lo largo de los años, un profundo entendimiento de las realidades sociales, culturales y ambientales de sus regiones. Este conocimiento es fundamental para la correcta evaluación de los impactos ambientales y para la mediación de posibles conflictos sociales que puedan surgir durante la ejecución de los proyectos. La centralización de esta función en Bogotá podría llevar a decisiones que no consideren adecuadamente estas particularidades, lo que podría desencadenar en una mayor resistencia por parte de las comunidades locales y en dificultades significativas durante la implementación de los proyectos.

4: Reducción de oportunidades laborales locales: los expertos, que han desarrollado sus capacidades en contextos específicos, podrían ver disminuidas sus oportunidades de empleo y desarrollo profesional si las decisiones clave se trasladan a Bogotá. Esto no solo afecta a los individuos, sino que también debilita las capacidades locales, limitando el crecimiento de un capital humano especializado que es esencial para el desarrollo sostenible de las regiones.

5: Mayor centralismo sin garantías de eficiencia: no existen argumentos objetivos para comprobar que este cambio en la gestión traerá mayor rapidez en los trámites. Por el contrario, la evidencia sugiere que la centralización no garantiza la eficiencia. 

De acuerdo a Ibarra, un claro ejemplo de esto es el caso de la línea de evacuación «Colectora» en La Guajira, un proyecto gestionado por la ANLA que ha enfrentado retrasos significativos durante años debido a inconvenientes ambientales y sociales, todos liderados desde el gobierno central. Este caso ilustra cómo la centralización no solo no resuelve los problemas, sino que en algunos casos los agrava, afectando el progreso de proyectos estratégicos para el país.

Por todo lo expuesto, el especialista cree que la demanda podría revertir la medida porque se basa en principios constitucionales fuertes, como la autonomía regional, y en la falta de justificación objetiva para la centralización.

Además, advierte que si se demuestra que el decreto afecta negativamente a las regiones sin una necesidad imperiosa, es probable que el Consejo de Estado falle a favor de anularlo.

“El gobierno parece creer, erróneamente, que este control centralizado permitirá un desarrollo más eficiente del sector. Sin embargo, discrepamos profundamente de esta visión, ya que consideramos que la participación activa de las regiones es fundamental para el avance del sector eléctrico”, explica.

Y agrega: “La realidad es que, bajo las leyes actuales, si las comunidades locales no están de acuerdo con un proyecto, este tiene pocas probabilidades de prosperar. Ignorar las particularidades y las necesidades de las regiones puede generar más obstáculos que beneficios. Creemos firmemente que un enfoque descentralizado, que empodere a las regiones y considere sus opiniones, es clave para el éxito de los proyectos energéticos en Colombia”.

A modo de conclusión, el consultor alerta que el decreto lejos de aportar soluciones, podría generar ineficiencias, aumentar los conflictos sociales y debilitar las capacidades de las regiones para gestionar su propio desarrollo de manera sostenible. 

Insiste en que esta medida carece de justificación objetiva en cuanto a la mejora de los tiempos de trámite y pone en riesgo el equilibrio regional y el progreso sostenible de Colombia. 

“Desde EGAL, abogamos por un modelo de gestión que fortalezca las capacidades locales y respete la autonomía regional, principios esenciales para el desarrollo equitativo y sostenible del país”, destaca.

Y concluye: “El núcleo del negocio de EGAL es el desarrollo de nuevos proyectos con Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER). Cualquier obstáculo que impida que este desarrollo se lleve a cabo de manera fluida es algo que buscamos evitar, como es el caso del decreto 852. Esta es la razón por la cual estamos actuando en este asunto”.

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El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil y la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) aprobaron la Subasta de Transmisión N° 2/2024, programada para el viernes 27 de septiembre en la sede del B3 de Sao Paulo. 

Durante el evento finalmente se licitará la construcción y mantenimiento de 784 kilómetros de líneas de transmisión y 1000 MVA en capacidad de transformación, además de la continuidad de la prestación de servicios públicos con 162,9 km de líneas y 300 MVA en transformación.

Es decir que la convocatoria tendrá casi 100 kilómetros más de obras de transporte eléctrico pero 450 MVA menos de nueva capacidad de transformación respecto a lo previsto originalmente cuando el gobierno lanzó la consulta pública correspondiente. 

Las obras en cuestión se subastarán en tres lotes diferentes (dos menos que lo propuesto inicialmente) a lo largo de los estados de Bahía, Espírito Santo, Minas Gerais, Paraná, São Paulo y Santa Catarina; y se espera que la construcción y mantenimiento de tal infraestructura permita crear cerca de 7060 empleos directos. 

¿A qué se debe la baja de algunas obras? A fines de julio del corriente año, el Ministerio de Minas y Energía de Brasil determinó el retiro del por entonces Lote N° 2 (proyectos en Rio Grande do Sul) con motivo de que se realice un nuevo estudio del trazado de las líneas de transmisión y la ubicación de las subestaciones inicialmente previstas. 

La principal justificación de ese retiro, en particular la subestación São Sebastião do Caí 2 y las líneas de transmisión 230 kV Caxias – São Sebastião do Caí 2 y 230 kV Ivoti 2, está vinculada a las severas inundaciones que afectaron a Río Grande do Sul entre abril y mayo, considerando que la excesiva precipitación afectó a más del 60% del territorio del estado​ 437 municipios reportaron daños. 

Pero a pesar de la quita de esos proyectos de transmisión eléctrica, el MME decidió continuar con la convocatoria. Y entre las particularidades de la misma se mantiene que el lote N°1 (Santa Catarina, Paraná, Minas Gerais y Espírito Santo) representará más del 85% de las inversiones estimadas.

Por lo que, para fomentar la competitividad en ese segmento, se dividió en dos sublotes (1A y 1B), pero se podrá ofertar por la totalidad del mismo o por ambos sublotes por separado y corresponderá a la ANEEL decidir la oferta con el menor Ingreso Anual Permitido. 

Lo peculiar es que el sublote 1A cuenta con instalaciones al final de la concesión y la nueva empresa de transmisión será responsable del mantenimiento de estos proyectos a partir del 18 de julio de 2025, incluyendo los refuerzos y mejoras necesarios, además de la nueva instalación de transmisión.

A continuación, el detalle de las obras en cada uno de los segmentos a subastar: 

Lote 1A:

Nuevas instalaciones:

LT 525 kV Abdón Batista 2 – Curitiba Oeste C1, CS, con 258,7 km;
LT 525 kV Abdón Batista – Abdón Batista 2, C1 y C2, CD, con 2 x 4,7 km;
LT 345 kV Jaguara – Araxá 3 C1, con 58 km.
SE 525 kV Curitiba Oeste;
SE 525 kV Abdón Batista 2;
Tramos de LT 525 kV entre el tramo de LT 525 kV Bateias – Ponta Grossa, C1, en SE Curitiba Oeste, con 18,3 km.

Instalaciones existentes para la prestación continua de servicios públicos de transmisión:

LT 230 kV Aimorés – Conselheiro Pena C1, con 72 km;
LT 230 kV Aimorés – Mascarenhas C1, con 13,6 km;
LT 230 kV Conselheiro Pena – Governador Valadares 6 C1, con 71 km;
LT 230 kV Governador Valadares 2 – Governador Valadares 6 C2, con 6 km;
SE 230/138 kV Mascarenhas – 300 MVA;
SE 230 kV Aimorés

Lote 1B:

LT 525 kV Abdon Batista 2 – Segredo C1, CS, com 230 km;
LT 525 kV Cascavel Oeste – Segredo C1, com 187,2 km;

Lote 3

SE 440/138 kV Estância – (6+1R) x 100 MVA;
Tramos de LT 440 kV entre SE Estância y el tramo de LT 440 kV Bauru – Salto, C1, con 2 x 1,2 km.

Lote 4

SE 500/138 kV Bar II – (6+1R) x 66,6 MVA y nuevo sector 138 kV

La entrada El gobierno de Brasil confirmó los cambios para la segunda subasta de transmisión del 2024 se publicó primero en Energía Estratégica.

La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) anunció la publicación de un nuevo informe semestral, destacando un crecimiento en rangos de 1,98% y 4,34% anual, considerando Grandes Consumidores Especiales, movilidad eléctrica y generación distribuida.

Según este informe, se estima que la demanda de energía eléctrica podría tener un crecimiento promedio anual de 2,38% en el escenario medio para el periodo 2024 – 2038.

Sobre la importancia del informe, Adrián Correa, Director de la UPME, subrayó que “desde la UPME nos basamos en información de demanda histórica, expectativas de crecimiento económico y otras variables determinantes en el nivel de consumo, con el objeto de proveer información objetiva que sirva de soporte a la toma de decisiones de inversión en infraestructura de abastecimiento energético y facilite la construcción de consensos sobre los proyectos y apuestas prioritarios del sector”.

El informe también destaca variaciones en la demanda no regulada durante el primer trimestre de 2024. Se destacan minas y canteras, con un crecimiento de 2,13%, alcanzando 632,78 GWh-mes.

El sector del comercio al por mayor y al por menor tuvo una demanda de 109,36 GWh-mes, registrando un aumento de 3,64%. La agricultura y otras actividades, por su lado, mostraron incrementos del 4% y 7,80%, respectivamente, entre otros.

La UPME ha programado la próxima actualización de este informe para principios de 2025, asegurando que los actores del sector dispongan de la información más actualizada y relevante para sus planes de inversión y desarrollo.

Es importante señalar que el informe semestral sobre la proyección de demanda de energía eléctrica es un elemento clave para la subasta de energía anunciada recientemente por la Comisión de Regulación de Energía y Gas- CREG. Esto, en última instancia, contribuirá a mejorar la confiabilidad del sistema eléctrico y la calidad en la prestación del servicio.

https://www1.upme.gov.co/DemandayEficiencia/Documents/Proyeccion_demanda_energia_electrica_y_potencia_maxima_rev_jul2024.pdf

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El 27 de agosto de 2024, comenzó Intersolar South America 2024 en São Paulo, Brasil, donde DAS Solar presentó su última serie N-type 4.0, junto con módulos ligeros y productos fotovoltaicos portátiles. Intersolar South America es un evento líder en la industria solar en América Latina y a nivel mundial, centrado en la energía fotovoltaica y solar térmica.

La Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica estima que la capacidad solar instalada de Brasil superará los 42,4 GW en abril de 2024, lo que representa un aumento del 50% respecto al año anterior y cubriendo el 18% de las necesidades eléctricas del país. El gobierno brasileño ha implementado una serie de medidas políticas para promover el crecimiento de una economía verde.

En la exhibición, DAS Solar mostró productos de alta eficiencia, incluidos los módulos bifaciales de doble vidrio N-type de 620W, 645W, 595W y el módulo ligero de 475W, atrayendo una atención significativa por parte de los asistentes.

Como líder en tecnología N-type, la compañía ha establecido el récord mundial de eficiencia de conversión de celdas TOPCon de gran área en tres ocasiones consecutivas en un período de ocho meses. La celda alcanza una impresionante eficiencia de producción en masa de hasta 26.6% y un voltaje de circuito abierto de 742mV.

Guiada por la estrategia de «un núcleo y tres ramas», DAS Solar desarrolló tres tecnologías complementarias: DBC, TSiP y SFOS, con el objetivo de mejorar la eficiencia de las celdas hasta el 40%.

Equipado con tecnología TOPCon 4.0 Plus, el módulo bifacial de doble vidrio de 66 celdas N-type presenta celdas rectangulares de 182×210 mm, ofreciendo una potencia superior a 620W. Su diseño optimiza el espacio en los contenedores, reduciendo los costos de transporte en aproximadamente un 4.13%.

En comparación con módulos con celdas cuadradas de 182 mm, reduce los costos BOS en alrededor del 1.48% y los costos LCOE en aproximadamente un 1.28%, generando importantes ahorros de costos y mejorando la eficiencia a lo largo de su ciclo de vida.

Además, el módulo ligero de 475W de media celda con marco utiliza tecnología de encapsulación sin vidrio, reduciendo el peso del módulo en más del 70% para la misma potencia de salida. Los estándares IEC para carga de nieve de 5400 Pa y carga de viento de 2400 Pa se cumplen gracias al diseño patentado del marco.

Con una estructura removible para un fácil mantenimiento y reparación, el módulo ligero es ideal para diversas aplicaciones debido a su facilidad de instalación y alta compatibilidad. Además, las mochilas fotovoltaicas y los módulos solares portátiles exhibidos también atrajeron la atención de los asistentes.

Los módulos de DAS Solar han demostrado un rendimiento excepcional, habiendo pasado con éxito rigurosas pruebas CE, triple IEC y triple PID. Certificados por su durabilidad y resistencia, pueden soportar PID prolongado, arena y polvo, niebla salina y amoníaco.

Como una empresa global líder en energía renovable, DAS Solar ha establecido subsidiarias en Alemania, Japón y Australia, ha sido incluida en la lista BloombergNEF Tier 1 PV Module Maker y se clasifica constantemente entre las Top 10 a nivel mundial.

DAS Solar ha desarrollado asociaciones extensivas con los principales distribuidores en Brasil y ofrece servicios locales integrales en diversas áreas, incluidas la instalación, el desarrollo de proyectos, el desarrollo comercial, la logística, el soporte técnico y el servicio doméstico. En el futuro, DAS Solar abordará proactivamente el cambio climático global y fortalecerá su camino hacia la expansión internacional.

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En un mundo cada vez más comprometido con la sostenibilidad y la eficiencia energética, las baterías se han convertido en un componente esencial en la transición hacia fuentes de energía más limpias.

Desde la alimentación de dispositivos electrónicos hasta el almacenamiento de energía para hogares y empresas, las baterías son fundamentales para un futuro más verde.

Growatt, reconocido como líder global en soluciones energía distribuida, se posiciona a la vanguardia de esta transformación energética.

Tecnología Avanzada en Baterías para Cada Aplicación

Growatt comprende la diversidad de necesidades en el campo de la energía, ofreciendo una amplia gama de baterías diseñadas para satisfacer las demandas de aplicaciones residenciales, comerciales e industriales.

Baterías de Fosfato de Hierro y Litio (LFP): Las baterías LFP de Growatt, como el modelo ARK 2.5H-A1 y la APX 14.3P-B1, son ampliamente reconocidas por su seguridad, durabilidad y estabilidad térmica. Estas características las hacen ideales para sistemas híbridos y aplicaciones de almacenamiento de energía a gran escala, donde la fiabilidad y la longevidad son factores clave.

Soluciones de Alto y Bajo Voltaje: Growatt ofrece soluciones tanto para sistemas de alto voltaje como de bajo voltaje, con modelos destacados como el HOPE 5.5L-A1 y el AXE 5.0L-C1. Estas baterías no solo garantizan un rendimiento superior, sino que también brindan una flexibilidad incomparable en términos de instalación y expansión, permitiendo adaptaciones según las necesidades del usuario.

Innovación como Motor de Cambio

La innovación es el núcleo de la filosofía de Growatt. Su compromiso con la investigación y el desarrollo continuo permite a la empresa ofrecer soluciones energéticas que son tanto tecnológicamente avanzadas como seguras y accesibles.

Las baterías de Growatt están diseñadas para operar de manera óptima incluso en condiciones extremas, asegurando un rendimiento confiable y duradero en diversas aplicaciones.

Compromiso con la Sostenibilidad

Más allá de la tecnología, Growatt se dedica a la construcción de un futuro sostenible. Las soluciones de almacenamiento de energía de Growatt contribuyen significativamente a la reducción de la huella de carbono, proporcionando a las comunidades y empresas medios eficientes para gestionar y almacenar energía limpia.

Para aquellos que buscan optimizar el consumo energético de sus hogares o requieren soluciones robustas para aplicaciones comerciales, Growatt ofrece la respuesta adecuada. Con una gama de productos que combina innovación, fiabilidad y sostenibilidad, Growatt sigue marcando el camino hacia un futuro energético más limpio y eficiente.

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La Licitación pública e internacional de potencia y energía a largo plazo de 1500 MW, ha dado un paso significativo con la reciente aprobación de sus Términos de Referencia (TDRs) por parte de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE). Sin embargo, para que el proceso de licitación pueda finalmente arrancar, aún queda una serie de pasos que deben cumplirse.

Según comunicó la CREE a Energía Estratégica, tras la aprobación de los TDRs se enviaron de regreso a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), que es la encargada de elaborar los pliegos de bases para la licitación, que detallarán de manera más precisa los requisitos y condiciones que deberán cumplir los participantes.

Una vez que la ENEE haya elaborado los pliegos, estos se enviarán de nuevo a la CREE, que tendrá un plazo máximo de 30 días para revisarlos y aprobarlos. Solo después de que la CREE dé su visto bueno final, la ENEE podrá lanzar la convocatoria de licitación, iniciando así el proceso formal de selección de los oferentes.

¿Qué se ha confirmado hasta ahora?  El documento de los TDRs, que ya está disponible públicamente en la página web de la CREE, establece las reglas generales y las condiciones bajo las cuales se llevará a cabo el proceso de adjudicación de los 1500 MW. Entre los aspectos más destacados de los TDRs, se encuentran las especificaciones sobre la capacidad y las etapas en las que los proyectos adjudicados deberán entrar en operación comercial.

Según el documento, el proceso se estructurará en tres etapas:

Etapa 1: Se adjudicarán 800 MW de potencia firme, con una entrada en operación comercial programada para el primer semestre de 2027. Sin embargo, se permitirá que el suministro de energía comience de manera parcial a partir de 2026.
Etapa 2: En esta fase, se adjudicarán 300 MW adicionales de potencia firme, con una entrada en operación comercial prevista para el primer semestre de 2028.
Etapa 3: Finalmente, se adjudicarán los 400 MW restantes, con una entrada en operación comercial programada para el primer semestre de 2029.

Este escalonamiento en la entrada en operación de los proyectos adjudicados busca asegurar una integración gradual y ordenada de la nueva capacidad energética al sistema, evitando sobrecargas y garantizando la estabilidad del suministro.

Metodología: subasta inversa por rondas sucesivas

Un aspecto crucial que se detalla en estos TDRs es la metodología que se empleará para la licitación. Tal como lo anticipó Energía Estratégica en artículos periodísticos precedentes, se ha confirmado que el proceso se llevará a cabo mediante una subasta inversa por rondas sucesivas. Este enfoque permite que los oferentes presenten sus propuestas de manera competitiva en varias rondas, lo que generalmente resulta en precios más bajos para el Estado.

Para lograrlo, una novedad importante es la introducción del «Factor de Competencia», un valor que la CREE entregará a la Junta de Licitación al inicio del proceso de rondas y que no será público. Este factor servirá como límite indicativo para la finalización del proceso de rondas, permitiendo que el proceso avance hacia la adjudicación final de manera más eficiente.

Además, se implementará un «Índice de Competencia» en cada ronda, que se calculará como la relación entre la suma de las potencias firmes máximas ofrecidas y la potencia firme objeto de la licitación. Si el proceso de subasta no logra reducir los costos en un margen suficiente (más del 1.5% entre rondas) o si todos los oferentes activos están siendo seleccionados sin necesidad de reducir precios, se activará un «Proceso de Aceleración». Este proceso incluirá un «Oferente Virtual de Competencia», diseñado para mantener la presión competitiva en las rondas finales y evitar estancamientos en la reducción de precios.

Un enfoque en la energía renovable

El gobierno, a través de Erick Tejada, secretario de gobierno en el Despacho de Energía y gerente general de la ENEE, ha enfatizado en el último #MartesInformativo de la ENEE que el gobierno priorizará que la nuevas plantas de generación sean de tecnologías renovables como solar fotovoltaica, eólica, hidráulica y geotérmica. Por ello, aseguró que han trabajado en un algoritmo que les permita que al menos el 65% de la energía provenga de fuentes renovables, mientras que el 35% restante podrá provenir de fuentes térmicas no renovables.

La entrada Licitación de 1500 MW: ¿Qué se aprobó y qué falta para que inicie la convocatoria que adjudicaría un 65% renovables? se publicó primero en Energía Estratégica.

El Poder Ejecutivo de Chile envió a la Cámara de Diputados el proyecto de ley para ampliar la cobertura del subsidio eléctrico a 4,7 millones de usuarios, que representan cerca del 40% de los hogares más vulnerables del país. 

Y tal como anticipó Energía Estratégica (ver nota), el Ministerio de Energía incluyó la propuesta de que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD – proyectos menores a 9 MW de capacidad) financien los subsidios mediante un cálculo entre el diferencial entre el precio estabilizado y el costo de desarrollo de los proyectos  mayoría de tecnología fotovoltaica), sumado a la habilitación de la venta de inyecciones PMGD a pequeñas y medianas empresas (PyMEs). 

En el primero de los casos se plantea la creación de un cargo transitorio a los retiros de energía del sistema, denominado “Cargo FET” (Fondo de Estabilización de Tarifas) para los años 2025 a 2027, por un monto de $1,8 kWh 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. 

“En caso de que, en un determinado mes, el pago del Cargo FET fuese superior al monto a pagar por compensación por precio estabilizado, el monto de retención equivalente a la diferencia resultante será imputado en el o los meses siguientes, hasta su total extinción, independiente del período de aplicación del Cargo FET”, aclara el documento. 

Es decir que se prevé el esfuerzo de uno de los segmentos de la generación eléctrica del país, donde desde el Ministerio de Energía estiman que hay ingresos que exceden el costo de desarrollo, que permitirían contribuir al financiamiento de la expansión de tal política de subsidios. 

A ello se debe añadir que se propone habilitar, también de forma transitoria, que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) inyecten y retiren energía en el mismo punto de conexión, para comercializarla con las concesionarias de servicio público de distribución que presten servicio en dicha zona. 

Las distribuidoras podrán traspasar dicho precio a la bolsa de clientes conformada por las micro, pequeñas y medianas empresas (MyPyMEs) y operadores de servicios sanitarios rurales que cumplan con los requisitos objetivos de focalización. 

La propuesta establece un techo anual de 500 GWh/año de la totalidad de inyecciones PMGD que podrían ser destinadas a ese mecanismo y su implementación será por medio de una bolsa de precio preferente, donde las MyPyMEs deberán postularse para acceder a este tipo de mercado. 

“Contempla que los montos pagados por el cargo son, a su vez, descontados de la compensación de precio estabilizado respecto a aquellos PMGD que estén adscritos al DS 88 del 2019. En tanto que la compensación se paga a prorrata de los retiros, por lo tanto el cargo como el descuento tienen la misma base de cálculo y que uno netee al otro”, aclaró el ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, durante la presentación del proyecto de ley.

La iniciativa por parte del Poder Ejecutivo comenzará su tramitación en el Congreso este mismo miércoles 28 de agosto, a pesar de las advertencias del sector renovable del país sobre los riesgos y defaults financieros que tendrían los Pequeños Medios de Generación Distribuida de concretarse ese cambio en las reglas de juego. 

Desde la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL) señalaron que la medida acarreará la reconcentración del mercado y mayores incertidumbres para las inversiones y financiamientos en energías verdes e infraestructura destinada a la transición energética del país. 

Mientras que la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) alertó que la propuesta del Ministerio de Energía significa la quiebra de todos los PMGD entre el tratamiento del proyecto de ley y mediados del 2025, lo que implicaría la pérdida de USD 3500 millones de inversión.

La entrada Gobierno de Chile elevó el proyecto de ley que propone que los PMGD financien los subsidios eléctricos se publicó primero en Energía Estratégica.

Este jueves 29 de agosto, la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (PROINVERSIÓN) adjudicará cinco proyectos de transmisión eléctrica y subestaciones, por más de US$ 441 millones, que beneficiarán a 4 millones de habitantes en Lima, Ica y Ayacucho.

De acuerdo al comunicado de la Agencia, la adjudicación forma parte del Grupo 2 de proyectos eléctricos integrados e incluye la “Línea de Transmisión 500 kV Chilca CTM-Carabayllo – Tercer Circuito”; “Nueva Subestación Bicentenario 500/220 kV”; “Reconfiguración Enlace 220 kV Chavarría – Santa Rosa – Carapongo”; “Nueva Subestación Muyurina 220 kV, Nueva Subestación Ayacucho, LT 220 kV Muyurina-Ayacucho”; y “Ampliación de Capacidad de Suministro del Sistema Eléctrico Ica (Proyecto ITC)”.

La concesión se otorgará bajo la modalidad de Concurso de Proyectos Integrales a aquel único postor cuya oferta represente el menor costo de servicio total, conforme a lo establecido en las bases, y cuya obligación será diseñar, financiar, construir, operar y mantener los citados proyectos. Asimismo, tres postores han sido calificados, Alupar Perú S.A.C., Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. y Atlántica Perú S.A., para presentar sus propuestas económicas este jueves 29 de agosto.

En este marco, el ingeniero Jaime Figueroa, consultor en C&J SAC, arremetió contra PROINVERSIÓN y advirtió que esta modalidad de concesión a realizarse este jueves «asaltará a los clientes regulados y favorecerá a un solo cliente libre».

«En la SE Cajamarquilla solo existe un cliente libre, por lo que el denominado ITC es una farsa para que los clientes regulados asuman los costos de la ampliación de una tercera terna en 220 kV. Además, utilizar 2 circuitos de cables subterráneos en 220 kV es una exageración ya que un solo circuito con un polo de reserva es suficiente. Cortar la llegada en 220 kV de la CH Huinco a la SE Santa Rosa es dejar a esta instalación dependiente de la generación térmica en esta instalación«.

En este sentido, el especialista señaló que considerar a la SE San Martín como instalación encapsulada GIS desconociendo el ambiente contaminado de su ubicación es un «despropósito», que los usuarios regulados de Lima tendrán que pagar.

Según su visión, sin un estudio de demanda ni formulación de alternativas, es probable que impondrán instalaciones en Ica y Ayacucho que no se justifican económicamente.

Teniendo en cuenta que una de las instalaciones en 500 kV actualmente está siendo analizada por el COES para la propuesta de modificaciones, se preguntó «cuál es el apuro de concursarla».

En efecto, Figueroa insistió: «Son 5 proyectos para adjudicar a un solo postor que tiene un grave problema con la colapsada SE Yaros. El MINEM piensa justificar como fuerza mayor a una actividad de impresionante falla de su estudio de suelos, la cual compete exclusivamente a este postor», explicó.

Y agregó: «Mínimamente, se debía llevar a cabo una visita a las instalaciones involucradas, la cual no ha sido realizada por los otros dos postores. Esto es un síntoma que van a dejar la adjudicación al cliente que tiene las concesiones de las instalaciones existentes. Esto no es normal, solo responde a una empresa monopólica que tiene fuertes intereses con fabricantes de instalaciones encapsuladas y cables subterráneos».

Por su parte, PROINVERSIÓN aseguró que los proyectos se ejecutarán mediante Asociación Público – Privada (APP) con una concesión por 30 años de operación comercial, más el tiempo necesario para la construcción de cada proyecto eléctrico.

Ante este plazo, Figueroa alertó: «El planificador miope es un pésimo planificador, debido a que el MINEM ha declarado que Camisea tiene para 14 años, si contamos 4 años de construcción, todo el 500 kV asociado en Chilca, por lo que 2 proyectos concursados deberían tener contratos por 10 años y no 30 años«.

Cabe destacar que las unidades a adjudicar esta semana forman parte de un paquete de 18 proyectos eléctricos que el Ministerio de Energía y Minas encargó a PROINVERSIÓN, en febrero de 2023, en el marco del Plan de Transmisión 2023 – 2032.

De ellos, en junio del presente año, la agencia adjudicó el Grupo 1 conformado por tres proyectos eléctricos (US$ 329 millones) que beneficiarán a 1 millón de personas de Ica y Arequipa. En tanto, en septiembre de 2024 se tiene previsto adjudicar el Grupo 3, integrado por cuatro proyectos eléctricos (US$ 134 millones) con impacto en 2.3 millones de habitantes en Lima, Arequipa, Apurímac y Puno.

Y antes de finalizar el año, se adjudicará el Grupo 4, integrado por tres proyectos (US$ 101 millones) que beneficiará a más de 700 mil personas de Ucayali (Padre Abad y Coronel Portillo), Junín (Chanchamayo) y Áncash (Huaylas y Huaraz).

La entrada Acusan a PROINVERSIÓN de «monopólica» por adjudicar cinco proyectos eléctricos millonarios a un solo postor se publicó primero en Energía Estratégica.

Goldwind Argentina recientemente cerró un acuerdo con Aluar, uno de los mayores productores de aluminio del país, para suministrar 56 aerogeneradores que conformarán los 336 MW de potencia de la etapa V del parque eólico La Flecha

Ello permitirá llevar la central instalada en la localidad de Puerto Madryn de 246 MW a 582 MW, convirtiéndola en el parque eólico más grande de Argentina que, en este caso, estará dedicado 100% para autogeneración de energía de Aluar (conectada directamente a la planta de aluminio) y utilizará aerogeneradores GW-165 de 6 MW de capacidad cada uno, 165 metros de diámetro de palas y 100 metros de altura de buje. 

Bajo ese contexto, Fernando Errea, sales manager de Goldwind Argentina, participó del ciclo de entrevistas «Protagonistas» de Energía Estratégica y desveló cuáles son los avances de la compañía, los diferenciales de las soluciones que ofrecen y cuáles son los próximos pasos en el país. 

“Estamos muy contentos de haber celebrado el primer acuerdo con un generador privado como Aluar. La tecnología que utilizaremos es PMD (Permanent Magnet Direct Drive), similar a la que ya tenemos instalados en otros parques de Goldwind (totalizan 350 MW en Argentina), con la diferencia de que es más moderna, con un salto tecnológico de dos plataformas hasta la 5-S”, señaló. 

“En 2016 comenzamos con tecnología de imanes permanentes para mostrar su buen funcionamiento y performance. Y los podios logrados en cuanto a la disponibilidad y los factores de carga nos permitieron mostrar la tecnología y como carta de presentación para ofrecer y probar nuestras soluciones con los clientes, agregó.

Dicha tecnología de imanes permanentes de eje directo que ofrece la firma de origen chino cuenta con ventajas en la simpleza y menor cantidad de piezas, lo cual redunda en menor cantidad de horas de mantenimiento y se traduce en mayor disponibilidad de los equipamientos y generación de energía. 

Pero además del contrato con Aluar, Goldwind concretó un nuevo acuerdo con Genneia para un proyecto de menor envergadura a comparación del primero mencionado, a la par que mantiene altas expectativas de cara al cierre del presente año y el 2025. 

“Con ello reiteramos el compromiso con todo el mercado argentino y continuamos introduciendo esta tecnología en el país. Estamos muy orgullosos del camino que recorremos y las perspectivas son muy buenas, dado que para el fin del 2024 los objetivos están puestos en materializar varios proyectos en los que estamos trabajando desde hace tiempo”, reconoció Errea.

“Y para el 2025 tenemos un objetivo muy fuerte, de tal manera que trabajamos con un pipeline de 1,6 GW y por tanto queremos seguir captando clientes en Argentina, incrementar el market share y ser una alternativa viable y de calidad en el mercado del país”, concluyó.

La entrada Goldwind duplica su capacidad eólica en Argentina con sus nuevos proyectos se publicó primero en Energía Estratégica.

El 21 de agosto, Fortune China publicó oficialmente la lista Fortune Tech 50 de 2024, y la empresa líder mundial en tecnología solar, LONGi Green Energy Technology Co. Ltd. (en adelante, “LONGi”), fue seleccionada por sus destacados resultados en innovación tecnológica, desarrollo de productos y fabricación inteligente.

La lista Fortune Tech 50 pretende identificar a las empresas tecnológicas nacidas en China que están influyendo en el mundo. Estas empresas están impulsadas por la innovación, invierten continuamente en investigación y desarrollo, amplían activamente los escenarios de aplicación, han logrado resultados notables en el mercado nacional e incluso lideran las tendencias mundiales, contribuyendo de forma importante al desarrollo de las tecnologías del futuro.

La innovación es el alma de LONGi y la fuerza motriz interna para el desarrollo continuo de la industria fotovoltaica. Como miembro de la industria fotovoltaica china, LONGi ha realizado avances sistemáticos en barras, obleas, celdas y módulos de silicio monocristalino, contribuyendo al desarrollo de alta calidad de la industria.

En cuanto a las obleas, el proyecto dirigido por la empresa “Innovaciones tecnológicas clave y aplicaciones de la fabricación de obleas solares de silicio monocristalino de alta eficiencia y bajo coste” ganó el segundo premio del Premio Nacional al Progreso Científico y Tecnológico.

Es la primera vez que una empresa privada obtiene el máximo galardón en el campo de la ciencia y la tecnología nacionales como primera unidad finalizadora y primera empresa finalizadora desde la creación de este premio en el campo de la energía fotovoltaica en China.

La oblea LONGi TaiRay de nuevo desarrollo ha roto el dilema de la ausencia de avances en el rendimiento en el campo de las obleas de silicio monocristalino durante casi diez años, convirtiéndose en una veleta para el desarrollo de la tecnología de obleas.

En cuanto a las celdas, la empresa ha logrado avances en múltiples dificultades técnicas y de proceso de las celdas PERC y BC.

Las “Celdas solares de heterounión de silicio cristalino de contacto posterior de gran eficiencia y bajo coste” y las “Celdas en tándem basadas en silicio de gran eficiencia” dirigidas por el equipo de I+D de LONGi fueron seleccionadas con éxito como “Principales avances científicos y tecnológicos en el campo de la energía fotovoltaica en 2023”.

Desde este año, LONGi ha renovado sus propios récords mundiales con un 27.30% y un 34.6%, respectivamente, y actualmente es el “Doble Campeón” del récord mundial de celdas de silicio monocristalino y celdas en tándem cristalino-silicio-perovskita. Desde 2023, la empresa se ha centrado en actualizar e iterar la tecnología BC, formando una rica matriz de productos BC de escenario completo, creando más valor para los clientes con innovación tecnológica + satisfacción del escenario.

Al tiempo que logra la innovación tecnológica, LONGi también promueve activamente la innovación de fabricación inteligente.

En diciembre de 2023, la Base de Producción de Jiaxing de LONGi fue seleccionada como “Fábrica Faro” por el Foro Económico Mundial, que es también la primera de la industria fotovoltaica mundial. En esta “Fábrica Faro”, LONGi ha adoptado ampliamente nuevas tecnologías como Internet industrial, big data, inteligencia artificial y gemelos digitales, implementando con éxito más de 30 casos de uso digital. Con la ayuda de medios digitales e inteligentes, la empresa ha logrado el salto de la “fabricación” a la “fabricación inteligente.”

Como empresa global de tecnología solar, LONGi se adhiere al concepto de “buscar el desarrollo a través de la innovación”, se centra en las tecnologías industriales futuras y continúa liderando iteraciones tecnológicas y transformaciones industriales eficientes.

La empresa cuenta con un centro tecnológico empresarial nacional y ocho centros tecnológicos empresariales provinciales, y ha establecido un equipo técnico de I+D de más de 5,000 personas. Ha formado un eficiente sistema de I+D y suficientes reservas técnicas para “producir una generación, desarrollar una generación y reservar una generación” en torno a tecnologías de energía limpia como la fotovoltaica y la energía del hidrógeno. En los últimos cinco años, LONGi ha acumulado más de 23,500 millones de yuanes en inversión en I+D. A finales de 2023, la empresa había acumulado 2,879 patentes autorizadas diversas.

A lo largo de los años, LONGi ha estado a la vanguardia de la innovación tecnológica en la industria fotovoltaica, desde la innovación tecnológica hasta la innovación de productos y la fabricación inteligente. En el futuro, la empresa se adherirá a la investigación y el desarrollo independientes, mejorará continuamente la competitividad básica y seguirá creando valor para los clientes globales con productos y servicios más confiables y eficientes.

Sobre LONGi

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

Con la misión de «Aprovechar lo mejor de la energía solar para construir un mundo sostenible», LONGi se ha dedicado a la innovación tecnológica y ha establecido cinco líneas de negocio, que abarcan las obleas, las celdas y módulos de monosilicio, las soluciones de generación distribuida para uso comercial e industrial, las soluciones de energía verde y los equipos de hidrógeno.

La empresa ha perfeccionado sus capacidades para proporcionar energía renovable y, más recientemente, también ha adoptado productos y soluciones de hidrógeno verde para alcanzar un crecimiento global sin emisiones de carbono.

La entrada LONGi, seleccionada para la lista Fortune Tech 50 de 2024 se publicó primero en Energía Estratégica.

Este lunes, el presidente de Colombia, Gustavo Petro, publicó una alocución sobre las tarifas de energía eléctrica (ver transmisión) que abrió la polémica en el sector de energía.

Durante su discurso, lamentó que no pueda ser él quien regule el servicio público para reducir el precio de las tarifas y acusó a las empresas de energía de «especular» con su precio tornándolas cada vez más caras.

“Colombia es el único país de América Latina donde el costo de la energía no está regulado por el Estado. Las empresas pueden fijar el precio de la energía según el mercado, lo que les permite especular. (…) Tenemos que replantear esta fórmula y la regulación vigente para evitar que estas empresas establezcan precios que vayan en contra del bolsillo de los colombianos. Y en este gobierno lo hemos intentado, pero hemos encontrado obstáculos en el camino”, argumentó Petro.

En este marco, Carlos Alberto Zarruk Gómez, Presidente Ejecutivo de la Cámara Colombiana de la Energía (CCENERGIA) le contestó al jefe de Estado a través de un comunicado.

«La legislación le asignó la función de regular las tarifas a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), una institución conformada por expertos con dedicación exclusiva, enfocados en el estudio y regulación de los aspectos fundamentales en la prestación del servicio de energía. En este sector, las decisiones económicas deben basarse en análisis muy sólidos y profundos dada la complejidad técnico-económica en las diferentes variables de la prestación del servicio. Por esta razón, sería un error grave pretender fijar las tarifas basados fundamentalmente en criterios políticos».

Sin bien reconoció que se deben tener en cuenta consideraciones de orden político y social para darle un tratamiento especial a la población de más bajos ingresos, como ocurre actualmente con los subsidios en el costo de la tarifa de energía, aseguró que fijar los precios con criterios exclusivamente políticos y sociales «podría llevar a una crisis de efectos impredecibles en el sector con consecuencias catastróficas» en la prestación de un servicio fundamental para todos los colombianos.

De lo contrario, según Zarruk , los gobiernos y las entidades regulatorias tienen como reto expedir normas basadas en criterios y análisis técnicos, que permitan favorecer a la población de menores ingresos y, al mismo tiempo, controlar la captura irregular de beneficios por parte de los actores con gran poder de mercado.

«Nombrar expertos comisionados que cumplan con los requisitos para ejercer estas funciones, cumplir los compromisos de transferencias de subsidios, trasladar los saldos de la opción tarifaria, intensificar la implementación de generación distribuida, gerenciar de manera adecuada los fondos de apoyo, impulsar los programas de eficiencia energética, entre otras, son acciones que entre todos podemos implementar para controlar los costos de la tarifa, sin estigmatizar a quienes han creído en el país, invirtiendo en el sector energético, generando empleo, pagando impuestos y llevando bienestar y desarrollo a los colombianos», destacó.

Además de la Cámara Colombiana de la Energía, diversos gremios como ANDESCO, ACOLGEN, ANDEG, ASOCODIS.NATURGAS y SER COLOMBIA, también criticaron los dichos de Gustavo Petro al detectar ciertas inconsistencias en su discurso.

A través de un escrito, advirtieron que el costo de la energía sí está regulado y que las empresas no pueden controlar ni alterar los precios de la energía a su favor.

«La fórmula tarifaria esta diseñada por la CREG en cumplimiento de tas funciones otorgadas en el articulo 73 de la Ley 142 de 1994, justamente para asegurar que los usuarios puedan recibir el cobro de costos eficientes de energía, y evitar practicas discriminatorias, abusivas o restrictivas en el mercado frente a la participación de pocos agentes, en línea con el articulo 34 de la Ley 142 de 1994″, explican.

En efecto, ante la propuesta del presidente de modificar la fórmula tarifaria, los gremios afirmaron que cualquier cambio debe cumplir con los criterios definidos en la Ley, y debe llevarse a cabo mediante un proceso transparente que incluya consultas y análisis de impacto.

Por otro lado, con respecto a la diversificación de la matriz colombiana, las asociaciones señalaron que son aliados de la integración de energías renovables y de las comunidades energéticas, razón por la cual han apoyado todos los procesos del gobierno alineados a este propósito.

Sin embargo, alertaron: «Los tiempos excesivos de trámites para los proyectos eólicos y solares está dificultando su oportuna entrada, por lo cual el gobierno debe tomar acciones articuladas entre las diferentes entidades públicas para procurar y agilizar la puesta en marcha de estos proyectos. Las fuentes renovables, aunque beneficiosas, requieren una inversión significativa y planificación para integrar eficientemente en el sistema existente».

A modo de conclusión, las entidades invitaron a construir la regulación del servicio público de energía con información certera y soluciones efectivas con el liderazgo del Gobierno Nacional y con la participación plural y democrática de los grupos de interés.

Para ello, sugirieron la entrada de los proyectos de generación y de transmisión en desarrollo para procurar mayor oferta y mejores precios; materializar de manera urgente los aportes comprometidos por el Gobierno para reducir el cobro de la Opción Tarifaria; radicar cuanto antes el proyecto de ley que garantiza la apropiación de estos recursos para los usuarios más vulnerables y apropiar recursos del Presupuesto General de la Nación para mitigar el impacto de las pérdidas no técnicas (fraude) que viene pagando la Costa Caribe.

A su vez, el Centro de Estudios de la Energía Renovable y el Agua (CEERA), comparte la necesidad de revisar la fórmula tarifaria, pero hace un llamado a que ello se lleve a cabo de manera organizada, técnica y con oportunidad, sin vulnerar lo establecido en la ley.

«Se invita a que en el marco de la prioridad no queden sin revisarse a profundidad los aspectos técnicos de las fórmulas tarifarias, las señales de eficiencia y de confiabilidad en el corto, mediano y largo plazo para la atención de la demanda, como tampoco darse los espacios para la participación ciudadana, tanto de los usuarios como de los prestadores que han realizado inversiones de largo plazo en el sector», subrayó.

A su vez, de acuerdo a la comunicación de la entidad, no solo hace falta revisar la fórmula tarifaria, sino también fomentar un aumento en la oferta diversificada, desconcentrada y descentralizada de generación de energía que aumente la competencia en contratos y permita una mayor participación de generación en el despacho en bolsa.

También propone fomentar la eficiencia y competencia de componentes regulados de transmisión y distribución, ya que una de las barreras a la entrada de nueva generación ha sido los retrasos en la expansión de red e introducir señales de tarifas horarias, la consideración de generación distribuida, comunidades energéticas y otros aspectos que permitirán una mejor formación de precio, entre otras.

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La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) y Climate Group lanzaron el programa RE100 en Argentina durante un evento exclusivo en la Embajada Británica de Buenos Aires. 

La jornada denominada ‘Acelerando la Acción Climática Corporativa. Presentación de la iniciativa RE100, camino a una matriz energética más limpia y competitiva’ convocó a grandes empresas y autoridades gubernamentales del país, con el objetivo de impulsar la acción climática, acelerar la transición energética y lograr políticas que permitan sortear las barreras para que los compradores corporativos obtengan electricidad renovable a un costo razonable. 

RE100 es un movimiento de liderazgo global que acelera el cambio hacia redes eléctricas con cero emisiones de carbono a nivel mundial para 2040, donde más de 400 de las empresas más influyentes del mundo se comprometen a obtener el 100% de su consumo eléctrico global de fuentes renovables, impulsando el cambio global y creando la señal de demanda de energía verde.

El rol de CADER será de socio implementador local del programa RE100 en Argentina, a partir del acuerdo firmado a principios de julio del corriente año, tras más de un año de gestiones, incluyendo reuniones en la 28ª Conferencia de las Partes de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP28) y en las oficinas de Climate Group en la ciudad de Londres (Inglaterra).

Por lo que durante el evento, los expositores destacaron la prioridad de aplicar el programa RE100 a nivel nacional, dado los compromisos ambientales asumidos por el país, el potencial para descarbonizar la matriz y la posibilidad para crear una estructura de mercado eléctrico que permita el comercio directo entre compradores corporativos de todos los tamaños y proveedores de electricidad renovable.

“La inversión en energías renovables puede crear empleos, generar electricidad más barata y sin emisiones de carbono, contribuyendo al desarrollo de nuestras economías, mientras buscamos mantener a nuestro alcance el objetivo de limitar el calentamiento global a 1,5 grados y cumplir con los compromisos del Acuerdo de París”, afirmó Kirsty Hayes, embajadora británica en Argentina.

“Agradecemos a Climate Group y a la Embajada Británica en Buenos Aires por el apoyo para la realización de este evento. Estamos felices de iniciar esta alianza que permite generar sinergias para el desarrollo del sector renovable”, agregó Martín Parodi, presidente de CADER.

Además, desde Climate Group reforzaron el compromiso por trabajar en Argentina junto a empresas de servicios públicos o proveedores de electricidad para brindar opciones para la obtención de energías renovables a un costo razonable, promover inversiones directas en proyectos y apoyar un sistema creíble y transparente para emitir, rastrear y certificar Certificados de Atributos Ambientales (EAC) a precios competitivos.

“RE100 reúne a más de 400 empresas globales, todas ellas comprometidas a obtener el 100% de su electricidad a partir de energías renovables. Con CADER como nuestro socio local, esperamos dar la bienvenida a nuestra primera empresa argentina a la campaña RE100. Juntos, ayudaremos a los miembros de RE100 y a las grandes corporaciones argentinas a obtener un mayor acceso a la electricidad renovable y acelerar el proceso de descarbonización del país”, afirmó Ollie Wilson, director de RE100, Climate Group.

“Esta es nuestra primera asociación en América Latina y esperamos llevar la voz de nuestros miembros a los gobiernos y los reguladores para desbloquear el acceso a la electricidad renovable asequible. Con CADER, buscamos tener el mayor impacto posible, trabajando en todas las provincias del país”, concluyó.

También participaron del encuentro miembros de la Comisión Directiva de CADER, representantes de Climate Group, de la Embajada Británica en Buenos Aires, funcionarios del gobierno nacional y provincial, y representantes de grandes corporaciones con presencia en Argentina.

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En los próximos meses, ejecutivos de entidades y empresas y funcionarios de toda la región latinoamericana, se reunirán para discutir los desafíos y oportunidades que rodean a las energías no convencionales.

Future Energy Summit (FES), plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables, presenta su cuarta edición en el mercado colombiano. La convocatoria llega a pedido de stakeholders del sector, tras el éxito obtenido en eventos anteriores (ver transmisión), tanto en el país como en otras plazas estratégicas de Iberoamérica.

El megaevento “FES Colombia” que se llevará adelante los días 29 y 30 de octubre de este 2024 en el prestigioso Hotel Marriott Bogotá ( Calle 73 No. 8 – 60, Santa Ana, 110221, Colombia),  ofrecerá un escenario ideal para el debate en su salón de conferencias y brindará espacios exclusivos de networking para que empresarios exploren sinergias y nuevos negocios sostenibles.

ENTRADAS DISPONIBLES

Se espera que más de 500 profesionales asistan a la feria para analizar el futuro de las energías limpias en la región, teniendo en cuenta el creciente interés que existe en Latam por impulsar nuevas inversiones en tecnología eólica, fotovoltaica y el almacenamiento energético en baterías e hidrógeno verde.

Y dentro de la nómina de empresas que acompañarán el evento, #FESColombia, Wärtsilä, líder global en soluciones innovadoras de energía, encabezará el panel «Renovables, Hidrógeno verde y almacenamiento en un contexto de transición energética» a través de su Managing director, Roberto Lares.

Con la mirada puesta en analizar Estrategias de inversión, financiación, logística y políticas públicas para el avance de proyectos renovables en Colombia, Lares expondrá sobre la necesidad de un marco regulatorio que incentive los sistemas de almacenamiento para dar respuesta a los vertimientos de energía.

Además, destacará el papel fundamental que jugarán las baterías en la producción del combustible del futuro: el hidrógeno verde. En efecto, el referente reveló a Energía Estratégica que Wärtsilä ya ha lanzado su primera planta 100% de hidrógeno, una central basada en un innovador sistema de motor llamado W2031SG de 11 MW y que esperan seguir trabajando para impulsar esta industria en el país.

A su vez, dicho panel contará con la participación de Luis Felipe Vélez, Líder Comercial en Celsia, empresa de energía del grupo Argos, que está experimentando una fuerte expansión en Centroamérica, especialmente en el negocio de energías renovables y eficiencia energética.

La compañía ha anunciado recientemente la puesta en operación del tramo 1 de un proyecto clave en la Costa Caribe colombiana, que incluye la nueva subestación Toluviejo de 220 kV, y su conexión con la subestación Chinú, a través de la construcción de 40,9 kilómetros de la nueva línea de transmisión nacional, lo cual incluyó la instalación de 92 torres de energía.

Se espera que el portavoz de la firma revele los avances del segundo tramo de dicha inversión y que también brinde detalles del resto de proyectos en los que están trabajando en el país para diversificar la matriz y reducir sus emisiones.

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Con la llegada de Claudia Sheinbaum a la presidencia de México, el país se enfrenta a una oportunidad histórica para convertirse en una potencia en el despliegue de energía solar al 2030. Leonardo Beltrán, Non-Resident Fellow del Instituto de las Américas, observó que el panorama es propicio para el desarrollo de un “sexenio solar”, dado que las señales iniciales de la nueva administración indican un fuerte compromiso con la inversión en energías renovables.

Uno de los primeros indicios de esta orientación es el documento de los «100 puntos» de la nueva administración, donde se compromete con el impulso de la transición energética, indicando que se construirán nuevas plantas fotovoltaicas, eólicas, hidráulicas, geotérmicas, e hidrógeno verde, además de promover el acceso a paneles y calentadores solares en techos de las viviendas y comercios. «Eso ayuda además a bajar el costo de la luz y del gas, y al mismo tiempo haremos de México un ejemplo mundial en el concierto de las naciones frente al cambio climático global», indicó.

¿Cómo lo hará? Ante gremios empresarios aseguró que destinará 13 mil 566 millones de dólares al 2030 en esos proyectos de generación eléctrica que estarán contemplados en su propuesta de un Plan Nacional Energético ya no sólo en miras al 2030 sino también al 2050.

En conversación con Energía Estratégica, Beltrán señaló que, si bien el gobierno ha manifestado su interés en diversas formas de energía renovable, la energía solar presenta la ventaja de ser la más rápida de implementar, lo que la posiciona como una prioridad en la agenda energética.

“Si la idea es materializar esos 13 mil millones en los siguientes seis años, pues entre más tiempo tarden, más difícil será la materialización de esa inversión”, advirtió.

Además de la rapidez en el desarrollo de proyectos solares, otro factor que respalda esta apuesta es la creciente demanda de generación distribuida y almacenamiento de energía, que el gobierno también ha incluido en sus prioridades. En este contexto, la energía solar se presenta nuevamente como una opción ventajosa debido a su flexibilidad y adaptabilidad a diferentes escalas de proyectos.

La posibilidad de que México se convierta en una potencia en el despliegue solar durante el sexenio de Sheinbaum es alta, según Beltrán. “Todas las condiciones están dadas. Hay recurso solar prácticamente generalizado en todo el país. Hay experiencia importante, como el proyecto solar de Sonora. Y hay interés del propio gobierno para desarrollar proyectos de energías renovables”, subrayó.

Asimismo, Beltrán recalcó la necesidad de seguir las tendencias globales de transición energética, recordando que México se ha comprometido internacionalmente a triplicar las energías renovables y duplicar la eficiencia energética para 2030. Estos compromisos internacionales, junto con la ventaja competitiva que representa el uso de energías limpias en la producción industrial, son incentivos adicionales para que el país avance en la adopción de energía solar.

En este contexto, otro elemento relevante es el tema de desarrollo de talento e investigación y desarrollo. Desde la perspectiva de Beltrán, sin duda, tener ahora el CONACYT como Secretaría de Ciencia, Humanidades, Tecnología e Innovación es una señal muy relevante, pero tendría que venir acoplada al desarrollo de talento justo para poder apuntalar no solamente el capital natural, sino el capital social necesario para materializar ese sexenio de liderazgo.

Subastas y alianzas público privadas para el desarrollo y ejecución de nuevos proyectos

En cuanto al modelo de desarrollo de estos proyectos, Beltrán señaló que la situación financiera de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) hace que sea fundamental la participación del sector privado, ya sea mediante subastas competitivas o alianzas público-privadas.

“El primer reto es financiero… si no hay manera de desarrollar o de permitir que el sector privado desarrolle proyectos, pues la alternativa sin duda es trabajar junto con el gobierno, con la Comisión Federal de Electricidad”, afirmó.

Ahora bien, tanto en el corto como en el largo plazo sería importante reforzar la confianza de los inversionistas en el mercado mexicano. Por ello, el referente consultado sugirió que una manera de fortalecer aún más este entorno sería la inclusión de representantes del sector privado en los órganos de decisión, como el CENACE, lo que podría robustecer la confianza y atraer más inversiones:

«En el CENACE hoy no es necesario hacer ninguna modificación al marco jurídico para invitar, por ejemplo, miembros independientes a su Junta Directiva que podrían ser representantes de, por ejemplo, la Asociación Mexicana de Energía Solar o de la Asociación Mexicana de Energía Eólica o de alguno de los gremios del sector energético, justo para reflejar las condiciones que está enfrentando el sector privado que mejor permitan robustecer el entorno para que puedan desarrollarse proyectos públicos privados. Sería una forma inmediata de modificar la estructura corporativa o el gobierno corporativo de las instituciones, que no requiere ningún cambio y que además mandaría una señal sólida de que debe trabajar en conjunto con el sector privado».

Con todos estos elementos en juego, Leonardo Beltrán, Non-Resident Fellow del Instituto de las Américas, afirmó que el nuevo gobierno tiene en sus manos la posibilidad de hacer de este sexenio uno de los más significativos en términos de transición energética, posicionando a México como una potencia en el desarrollo de energía solar a nivel regional y global.

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La presidenta electa de los Estados Unidos Mexicanos, Claudia Sheinbaum, presentó a Víctor Rodríguez Padilla como el próximo director general de Petróleos Mexicanos (PEMEX). Y esta designación de Rodríguez Padilla, un destacado académico y experto en temas energéticos, señala un nuevo rumbo para la empresa estatal.

Durante su intervención, tanto Sheinbaum como Rodríguez Padilla dejaron claro que, bajo su mandato, PEMEX no solo se concentrará en la producción de combustibles fósiles más limpios, sino que también se sumará al desarrollo de energías renovables, en un esfuerzo por contribuir a la sostenibilidad del país.

Rodríguez Padilla, quien cuenta con más de 42 años de experiencia en el sector energético, subrayó la necesidad de una transformación en la matriz energética de México.

«En el balance energético nacional, si ustedes checan los datos de la Secretaría de Energía, el 88.8% del consumo de energía en el país es energía fósil, fundamentalmente gas, que es el principal energético que consume el país, y petróleo», afirmó. A pesar de esta fuerte dependencia de los combustibles fósiles, Rodríguez Padilla enfatizó que PEMEX tiene la responsabilidad de liderar el cambio hacia fuentes de energía más limpias.

El enfoque de sostenibilidad será un pilar central durante el mandato de Rodríguez Padilla. El nuevo director de PEMEX afirmó que la empresa continuará aumentando la producción de combustibles cada vez más limpios, en línea con los objetivos ambientales del país.

«Estamos construyendo en este momento las coquizadoras de Tula y Salina Cruz, y todos los sistemas de captación y recuperación de azufre en el Sistema Nacional de Refinación», explicó, subrayando que estas iniciativas contribuirán a reducir la contaminación y promover un entorno más limpio.

Además, Rodríguez Padilla se comprometió a mantener la producción en 1.8 millones de barriles por día, un desafío crucial para abastecer a las refinerías del país. «Este es un esfuerzo importante, y en este gobierno se ha hecho un trabajo significativo para aumentar la producción, a pesar de las dificultades geológicas y la falta de inversión en años anteriores», dijo.

En paralelo, el próximo director general aseguró que se comprometerá con la transición energética y anticipó que durante los próximos seis años, PEMEX no solo continuará con su producción tradicional de petróleo y gas, sino que también se adentrará en la generación de energía renovable.

«Vamos a hacer un esfuerzo mayúsculo en desarrollar las fuentes renovables de energía, todas las que podamos», declaró Rodríguez Padilla, destacando que PEMEX jugará un papel fundamental en esta transición. «PEMEX no se va a limitar a hacer petróleo, gas y condensados (…) vamos a hacer energía eólica, energía solar, energía eólica offshore», añadió.

Asociaciones estratégicas para impulsar un cambio de rumbo en PEMEX

Para alcanzar estos ambiciosos objetivos, Rodríguez Padilla señaló la importancia de establecer alianzas estratégicas con diversos sectores de la sociedad, incluyendo universidades y empresarios. Estas asociaciones, según explicó, serán cruciales para desarrollar los proyectos energéticos del futuro.

«Vamos a hacer materiales estratégicos, entre ellos el litio, uno de los elementos constituyentes de las fuentes renovables, porque sin ellos no hay futuro», señaló, enfatizando el compromiso de PEMEX con la sostenibilidad.

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, el gobierno colombiano está aplicando medidas para impulsar el desarrollo de las renovables: ha dado pasos como incentivos fiscales, posibilidad de licenciamiento ambiental para nuevos proyectos y el lanzamiento de subasta de Cargo por Confiabilidad, entre otros.

Este aumento en la preocupación por el cambio climático y la reducción de emisiones impulsan la transición a energías más limpias han provocado un crecimiento en la demanda laboral de la industria renovable.

En el informe “Empleos verdes y petróleo: retos y oportunidades” elaborado por Climate Tracker, la Directora Ejecutiva del Fondo de Energías no Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE),  Ángela Álvarez Gutiérrez , proyecta una creación de más de 30.000 empleos verdes en los próximos años, cifra que vendrá aparejada de un crecimiento muy significativo en los sectores de energías renovables, manufactura sostenible y construcción ecológica.

“Antes en las empresas de hidrocarburos no se hablaba de gestión eficiente de la energía, pero hoy hay muchas entidades que tienen equipos destinados a cambiar prácticas operativas que les permitan reducir el consumo”, explica.

En este contexto, advierte que este camino hacia la diversificación de la matriz colombiana genera oportunidades laborales tanto en puestos dedicados a reducir las emisiones dentro del sector de hidrocarburos como en proyectos 100% renovables.

En este sentido, se abrirán muchas vacantes vinculadas al Project Finance y puestos como project manger, site managers, ingenieros de conexión, técnicos en energías no convencionales y certificaciones.

Según Álvarez, una de las industrias más prometedoras para el futuro será la geotermia, una fuente de energía renovable poco estudiada en Colombia que se encuentra en fase exploratoria. Esta podría generar 1.170 megavatios (MW) de energía y cubrir cerca del 30% de la demanda del país. 

Por otro lado, la funcionaria identifica que la escasez de perfiles especializados y la falta de capacitación en un sector tan dinámico serán los principales obstáculos para la creación de esos 30 mil empleos verdes en Colombia.

“La capacitación es un deber en que Colombia está atrasado. Hay un gran potencial, pero el lenguaje que se ha utilizado es excluyente. Cuando se habla de transición energética no sé por qué en el país automáticamente se piensa que es acabar con los hidrocarburos. Eso genera una barrera de entrada con todos los actores y las personas que trabajan en este sector, para identificar oportunidades por desconocimiento”, enfatiza.

En otras palabras, la ejecutiva insiste en que muchos de esos empleos verdes se darán en industrias que tradicionalmente son contaminantes como la petrolífera, minera y cementera, entre otras.

No obstante, la necesidad de fomentar la formación y el desarrollo profesional se presenta como una medida esencial para lograr esas oportunidades laborales, no solo en Colombia sino en toda la región.

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Celsia empezó la construcción de tres granjas solares de 19,9 MW cada una, en La Mesa, zona rural de Valledupar, Cesar, que sumarán 59,7 MW de energía limpia y renovable para la región y el país. Las granjas ocuparán un perímetro de 80 hectáreas de terreno, donde se instalarán más de 210.000 paneles solares (70.000 en cada granja), y su construcción podría tardarse entre 10 y 12 meses.

Durante este periodo se impulsará el empleo en esta región del país, en el pico más alto se prevé dar trabajo a unas 300 personas.

Julián Cadavid, líder de transmisión y distribución de Celsia, indicó que este complejo de granjas solares se conectará a la subestación de la empresa Transelca y será de gran importancia para la región porque le dará confiabilidad y seguridad al servicio con energía renovable que será inyectada al Sistema Interconectado Nacional, SIN.

Asimismo, Cadavid explicó que estas son las primeras granjas solares de Celsia en este departamento, y que para el proceso de licenciamiento la compañía realizó una consulta previa con cuatro pueblos indígenas aledaños a la Sierra Nevada de Santa Marta.

“Fue un proceso muy amable, exitoso, aprendimos mucho y pudimos llegar a todos los acuerdos. Una vez gestionadas las licencias, dimos paso a este nuevo hito: empezar esta construcción; esto nos tiene muy contentos porque lo veníamos planeando desde hace tres años”, afirmó.

Celsia alcanzará este año los 350 MW de energía solar Este año, la compañía alcanzará los 350 MW de capacidad de generación solar a través de granjas mayores a 8 MW en Colombia, lo que nos consolida como líderes de este tipo de energía renovable en el país. A la fecha, son 17 las granjas instaladas de la mano del aliado Cubico Sustainable Investments, líder mundial en energías renovables.

De estas, 8 granjas entregan su energía (113,7 MW) a clientes industriales, 7 están ubicadas en el Valle del Cauca y 1 en Tolima. Las demás aportan el 100% (186,4 MW) al SIN. En la actualidad tenemos en construcción más de 200 MW en granjas de más 8 MW de capacidad en el Valle del Cauca, Tolima, Cauca y las mencionadas en el Cesar.

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YPF Luz y McEwen Copper, subsidiaria de la minera  internacional McEwen Mining, firmaron un memorando de entendimiento (MDE) que permite a  las compañías negociar de manera exclusiva para asegurar el abastecimiento de la demanda del  proyecto Los Azules, en la provincia de San Juan, con energía de fuente renovable.  

El acuerdo prevé, además, la conexión del proyecto al Sistema Argentino de Interconexión (SADI)  mediante una línea de alta tensión cuyo diseño, construcción y financiamiento estará a cargo de  YPF Luz, mientras que la energía a suministrar provendrá de activos renovables de la compañía  conectados al SADI.  

Michael Meding, VP de McEwen Copper y gerente general del proyecto Los Azules, manifestó:  “Los Azules va a cumplir un rol clave para la Argentina y para el mundo con una contribución  importante en la descarbonización. El potencial geológico que tiene posicionará a San Juan en el  mapa internacional de los recursos para la transición energética y en ese lugar, YPF Luz es un  aliado estratégico para cumplir con nuestro objetivo de ser 100% renovables”. 

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, expresó: “Estamos felices de dar este nuevo paso con  McEwen Copper y contribuir a viabilizar la producción de cobre sustentable, fundamental para la  transición energética. Este acuerdo demuestra nuestro compromiso con brindar soluciones  energéticas integrales que se adaptan a las necesidades de cada cliente, en este caso con obras  eléctricas que permiten al proyecto abastecerse de energía confiable y renovable.”  

El MDE robustece la alianza entre ambas compañías, que comenzó a principios de 2023, con la  firma de un acuerdo inicial para trabajar en conjunto en la búsqueda de soluciones que  garanticen el suministro eléctrico a Los Azules.

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 La empresa líder mundial en tecnología solar, LONGi Green Energy Technology Co. Ltd. (en adelante «LONGi»), se complace en anunciar que la compañía ha sido galardonada con la ISO 20400 para la Adquisición Sostenible por SGS, marcando los logros sobresalientes de la compañía en el campo de la gestión de adquisiciones sostenibles.

La contratación sostenible es una parte importante de la estrategia de desarrollo sostenible de una empresa. La Guía ISO 20400 proporciona un marco completo para ayudar a las organizaciones a reducir el impacto sobre el medioambiente a través de la contratación sostenible.

También ayuda a las organizaciones a abordar cuestiones como los derechos humanos, las prácticas laborales, las operaciones justas, la gestión de las relaciones con los proveedores, la mejora de los costes y la mejora del rendimiento de las compras.

La obtención de este certificado es un hito en la construcción de la cadena de suministro sostenible de LONGi, que no sólo demuestra su sentido de la responsabilidad como líder mundial en innovación tecnológica de energía verde, sino que también muestra su firme determinación de integrar estrechamente la gestión de adquisiciones con el desarrollo sostenible social y medioambiental y los requisitos ESG en las operaciones globales.

Tian Ye, Vicepresidente de LONGi, declaró: “LONGi siempre se ha adherido a un enfoque centrado en el cliente, respondiendo activamente a sus expectativas y a las de otras partes interesadas para la cadena de suministro sostenible.

Mediante la plena aplicación del sistema ISO 20400, hemos integrado la gestión de la contratación sostenible en las prácticas de contratación de todo el ciclo de vida, transmitiendo continuamente el concepto de desarrollo sostenible a las empresas anteriores y posteriores de la cadena de suministro, adhiriéndonos a los principios de contratación de equidad, justicia, apertura y transparencia, y construyendo conjuntamente un sistema de contratación sostenible y responsable para garantizar la seguridad y sostenibilidad de la cadena de suministro y lograr una situación beneficiosa para todos”.

Desde 2022, LONGi ha lanzado sucesivamente el “Green Partner Empowerment Plan” y la “Green Sustainable Supply Chain Action”, ha llevado a cabo auditorías ESG/CSR para proveedores, ha promovido la política de gestión de la adquisición de minerales conflictivos, ha ayudado a los proveedores a realizar inventarios de carbono y a ahorrar energía y reducir emisiones, y ha practicado continuamente el desarrollo sostenible de la cadena de suministro.

Con el fin de integrar el concepto de sostenibilidad en la estrategia de adquisición de la empresa, el departamento de cadena de suministro de LONGi ha diseñado, junto con el desarrollo sostenible del grupo y los requisitos de planificación ESG, ha coordinado a todos los departamentos y ha propuesto una política de adquisición sostenible de “equidad, justicia, integridad, cumplimiento de la ética empresarial, práctica de la responsabilidad social corporativa, defensa de la adquisición ecológica y consecución de beneficios mutuos y beneficios para todos”, ha formulado una serie de políticas de adquisición sostenible y planes de acción y los ha aplicado de manera eficiente en las operaciones de la empresa, obteniendo en última instancia el reconocimiento de organizaciones de terceros.

La obtención por parte de LONGi de la ISO 20400 de Adquisición Sostenible no es sólo un testimonio de los esfuerzos realizados en el pasado, sino también un nuevo punto de partida para mejorar la gestión sostenible de la cadena de suministro.

Con la globalización de los negocios de la empresa, ésta sigue las normas internacionales pertinentes y las leyes y reglamentos de los países y regiones donde está ubicada la empresa, toma la satisfacción del cliente como punto de partida y mejora continuamente la gestión de riesgos y el rendimiento de la gestión de la adquisición sostenible, contribuyendo al desarrollo sostenible de la industria mundial de la energía verde.

Sobre LONGi

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

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

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Buenas noticias en torno a la Licitación pública e internacional de potencia y energía a largo plazo, que busca adjudicar 1500 MW. La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) comunicó que finalmente los Términos De Referencia (TDRs) fueron aprobados y el proceso podrá seguir su curso.

Durante la semana pasada, el abogado Rafael Virgilio Padilla Paz, comisionado presidente de la CREE, había sido acusado por autoridades nacionales de obstaculizar su avance. El mismo Erick Tejada, secretario de gobierno en el Despacho de Energía y gerente general de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), denunció que esas demoras estarían vinculadas a «sectores poderosos» que no quieren que prosperen nuevos proyectos de generación en el país:

«Grupos oscuros, sectores poderosos, están tratando de boicotear el proceso, no quieren que se licite energía de forma transparente porque quieren que se les prolonguen los contratos».

Tras aquellos cuestionamientos, finalmente el jueves 22 a las 14 h Virgilio Padilla convocó a los comisionados y, con dos votos a favor y uno en contra, se terminaron por aprobar los términos de referencia cuestionados por el presidente del organismo regulador.

De esta manera, Honduras se alista para hacer frente a sus déficit de generación actual con nueva tecnología y a menores precios que los actuales. Ya que, de acuerdo con la presentación preliminar llevada a cabo en abril de este año, la metodología de evaluación del proceso será por rondas sucesivas, siguiendo el modelo de la última licitación del vecino país Guatemala, y utilizando un algoritmo de minimización de precios exclusivo para ir escogiendo las ofertas más competitivas del mercado.

Las expectativas ascienden para agentes generadores renovables en Honduras ya que la convocatoria de 1500 MW promete que un 65% como mínimo de las adjudicaciones de largo plazo que se realicen serán para energías renovables, entre ellas solar fotovoltaica, eólica, hidráulica y geotérmica.

Entendiendo que las plantas ganadoras deberán iniciar operación de manera continuada y sostenida a partir del 2027 y hasta el final de la década, de manera de poder cubrir no sólo el déficit de generación actual sino la demanda creciente en el país al 2030, la tecnología solar fotovoltaica se podría imponer por su rapidez de implementación.

Según pudo saber Energía Estratégica, desde el sector privado estarán privilegiando las ofertas de generación fotovoltaica en solitario pero, se baraja la posibilidad de que en menor medida también se participe con proyectos solares fotovoltaicos híbridos con baterías para almacenamiento energético.

La entrada Licitación de 1500 MW: La CREE aprobó los términos de referencia destrabando el boicot a la convocatoria se publicó primero en Energía Estratégica.

Teniendo en cuenta la cantidad de solicitudes de derecho de conexión de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), se ve un fuerte interés por parte de los  inversionistas de desarrollar proyectos renovables en Colombia. 

No obstante, el país enfrenta una serie de desafíos para absorber toda esa demanda de nuevos desarrollos. Esto se vio evidenciado el año pasado cuando se asignaron alrededor de 7 GW en conexiones de las 57 GW adicionales que estaban en solicitud.

En este marco, Diego Echeverri Yepes, ingeniero electricista con más de catorce 14 años de experiencia en la regulación del sector eléctrico colombiano, afirma que existen fuertes barreras en la asignación de puntos de conexión para nuevos proyectos renovables en Colombia, durante un webinar (ver transmisión) llevado adelante por la consultora EIT (Energía, Innovación y Talento) .

“Ante la entrada de nuevos proyectos renovables, la asignación de puntos de conexión se vuelve muy limitada. Esto se ha tornado un tema polémico en Colombia porque si bien se han asignado muchos proyectos en los últimos años, la gran mayoría ha quedado fuera”, explica.

Y agrega: “Ese procedimiento ha sido muy cuestionado porque no se conoce el criterio ni la razón por la cual a algunos se les asigna la capacidad de transporte y a otros no. La UPME ha tratado de reglamentar este sistema de asignaciones de la mejor manera posible pero se ha abierto mucho el debate y sigue siendo un cuello de botella en el país”.

Además, advierte que Colombia exige el cumplimiento de muchos requisitos técnicos para que los proyectos entren en operación en tiempo y forma. En muchos casos, no se llega con la permisología en los plazos solicitados y se pierde el punto de conexión, dejando los proyectos en stand by.

En este sentido, recomienda a los entes gubernamentales eliminar trabas regulatorias  y exigencias adicionales a los operadores de red y agilizar el permitting para evitar demoras en la construcción de proyectos .

“Estamos en un momento muy dinámico en actividad de transmisión en Colombia. La UPME le está apuntando a tratar muchos proyectos de infraestructura que no se han podido ejecutar por años. Todo indica que se viene la construcción de un número importante de proyectos y hay que estar preparados para ello”, enfatiza.

De esta forma, el experto señala que por la creciente demanda de energía que experimenta el país por fenómenos como El Niño, Colombia debe acelerar el fortalecimiento de la transmisión ya que sin esta, será imposible avanzar en la transición energética.

Por último, analiza la actividad con respecto a otras regiones de Latinoamérica y sugiere convertir los retos en ventanas de oportunidad.

 “En Colombia la actividad de transmisión es bastante sencilla comparada con otros países como Brasil y Perú que tienen las concesiones de por medio. En Colombia no hay concesiones sino que se ganan las convocatorias y después de los 25 años esos activos pasan a ser remunerados como activos de uso, de acuerdo a la metodología vigente en ese momento. Mientras que en otras regiones el transportador debe renovar la concesión, en este país no es necesario”, concluye.

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La Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA, por sus siglas en inglés) extendió hoy su apoyo al Partido Demócrata de Puerto Rico tras aprobar una Resolución por unanimidad de los delegados para reclamar y exhortar a la Junta de Supervisión Fiscal que retire su demanda contra la Ley 10-2024. 

Dicha Resolución indica que “el Partido Demócrata apoya firmemente al pueblo de Puerto Rico y su derecho a soluciones energéticas limpias y asequibles, y que la demanda de la Junta de Supervisión Fiscal contra la Ley 10-2024 socava directamente la capacidad de la isla para lograr la independencia energética a través de la energía solar, que se alinea con el compromiso del Partido Demócrata con la energía limpia y la resiliencia climática”. 

La Resolución, además, hace un llamado a los actuales miembros de la Junta de Supervisión Fiscal a votar formalmente en su próxima reunión ordinaria para retirar la demanda contra la Ley 10-2024. 

Javier Rúa Jovet, director de Política Pública de SESA, expresó que “la petición del Partido Demócrata de Puerto Rico a la Junta de Supervisión Fiscal es precisamente el tipo de acción que necesitamos en este momento para proteger el derecho de los puertorriqueños a instalar energía solar y almacenamiento de forma económica, y por eso expresamos nuestro agradecimiento y apoyo.  La decisión se toma de forma cónsona con la Plataforma del Partido Demócrata Nacional aprobada esta semana durante la Convención Nacional Demócrata, la cual no solo reafirma específicamente su compromiso con la reconstrucción de Puerto Rico, la necesidad de redoblar todos los esfuerzos para combatir el cambio climático, y la importancia crítica de lograr la pronta salida de la Junta de Supervisión Fiscal.”

Rúa Jovet añadió que “la acción tomada hoy por el Partido Demócrata de Puerto Rico está alienada claramente con las fuertísimas expresiones de apoyo a la energía solar y la protección de la medición neta por 21 congresistas, la Secretaria de Energía Granholm, e incluso de la hoy candidata oficial a la presidencia de EEUU, Kamala Harris, quien en su único viaje oficial a la isla como vicepresidenta decidió afirmativamente visitar una nueva instalación solar en medición neta, puntualizando la importancia de este tema a la Administración Biden/Harris.” 

 Actualmente, SESA lleva a cabo un esfuerzo de recogido de firmas para defender la medición neta y el derecho de los puertorriqueños a tener acceso asequible a la energía solar. Para firmar dicha petición, accede https://rb.gy/acuwqd.

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Del 27 al 29 de agosto de 2024, Intersolar South America 2024 se llevará a cabo en Expo Center Norte en São Paulo. Antaisolar se complace en presentar sus sistemas de montaje fotovoltaico para tejados y los sistemas de seguimiento fotovoltaico TAI-Simple. Lo invitamos cordialmente a visitar su stand R3.130.

Como la exposición solar más grande de Sudamérica, Intersolar ofrece una plataforma de primer nivel para presentar las últimas tecnologías y productos de la industria fotovoltaica. El evento reunirá a importantes fabricantes, distribuidores y profesionales de EPC para analizar las tendencias del mercado y contribuir al desarrollo de la energía renovable en Sudamérica.

Antaisolar estableció su oficina en Brasil en 2018, dedicados a ofrecer los sistemas de montaje fotovoltaico más efectivos y servicios integrales para respaldar la transición energética de América del Sur. Su equipo especializado brinda asesoramiento técnico rápido, ejecución de proyectos y soporte en el sitio, lo que refleja su compromiso con la visión de Raise a Green World.

Esperamos verte en el stand R3.130. No te lo pierdas.

Acerca de Antaisolar

Antaisolar, experto en soluciones de sistemas de montaje fotovoltaico inteligentes digitales, con sede en Xiamen, China. Fundada en 2006, Antaisolar cuenta con casi 800 empleados, incluidos más de 120 especialistas técnicos dedicados, que brindan a los clientes globales sistemas de seguimiento solar, estanterías y BIPV con todos los materiales, todas las funciones y todos los servicios.

Con presencia global, Antaisolar estableció sucursales, subsidiarias y oficinas en Shanghái, Australia, Japón, Estados Unidos, India, Países Bajos, Brasil, Singapur, Vietnam, Filipinas, Malasia y muchos otros países y regiones. Y Antaisolar tiene seis bases de fabricación en Fujian, Jiangsu, Tianjin, Indonesia, Brasil e India. Con el alto rendimiento de los productos dotados de tecnología central, la inversión continua en investigación y servicios integrales de calidad, para fines de 2023, Antaisolar ha logrado un envío acumulado de sistemas de montaje fotovoltaico de 33,2 GW, asegurando la posición de liderazgo en el mercado japonés, el mercado de distribución de Australia, el mercado de distribución de Chile, México, el sudeste asiático y otros mercados.

Para obtener más información, visite: https://www.antaisolar.com/

Contáctenos: sales@antaisolar.com

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Recientemente, Bloomberg New Energy Finance (en adelante «BNEF») anunció la lista de Fabricantes de Módulos Fotovoltaicos de Nivel 1 para el tercer trimestre de 2024. DAS Solar, con su tecnología líder de tipo N, excelente reputación de producto y sólida bancabilidad, ha logrado ser incluida, clasificándose entre los fabricantes de módulos fotovoltaicos de primer nivel mundial.

BNEF es un proveedor de investigación e información energética reconocido a nivel mundial. La clasificación de proveedores de fabricación de módulos fotovoltaicos de BNEF es uno de los sistemas de calificación más renombrados, fiables y rigurosos de la industria, considerado una referencia autorizada, justa, objetiva y altamente creíble, ampliamente reconocida por instituciones financieras internacionales.

Desde 2024, el umbral para ingresar a la lista de Nivel 1 de BNEF se ha elevado significativamente y los requisitos de selección son más estrictos. Estar en la lista de Nivel 1 de BNEF es un reflejo integral del poder duro y blando de las empresas fotovoltaicas y allana el camino para el desarrollo internacional.

DAS Solar ha optado firmemente por la tecnología de tipo N y, a través de una profunda investigación en el campo de TOPCon, ha roto varias veces el récord mundial de eficiencia de celdas TOPCon de gran área.

La eficiencia promedio de producción en masa de la celda TOPCon 4.0 Plus ha superado el 26.6% y el voltaje de circuito abierto se ha incrementado a 742mV, liderando continuamente el desarrollo y el progreso de la tecnología TOPCon de la industria. La empresa ha establecido una estrategia de I+D con visión de futuro, realizando esfuerzos integrales en diversas rutas técnicas como DBC, CSPC, TSiP y SFOS, con la expectativa de que la eficiencia de las celdas supere el 40%.

Como difusor y practicante de la energía verde, DAS Solar ha decidido arraigarse y crecer en el ámbito de la nueva energía, integrando profundamente el gen del desarrollo verde en su estrategia comercial, y practicando el camino verde con un desarrollo estable y sostenible.

La empresa ha implementado manufactura inteligente verde, controlado estrictamente las emisiones de gases de efecto invernadero e inyectado desarrollo sostenible en productos verdes. Se han instalado módulos fotovoltaicos en los techos de fábricas y otras áreas relativamente intensivas en energía para impulsar productos verdes con electricidad verde.

La empresa ha mejorado la eficiencia del uso de energía tradicional, reforzado la gestión del ahorro de energía en todo el proceso, mejorado la eficiencia de utilización integral y reducido el consumo total de energía. DAS Solar ha obtenido sucesivamente certificaciones como la plataforma de gestión Achilles, la huella de carbono ECS francesa, la EPD italiana y la fábrica de carbono cero, ganando una buena reputación en la industria y el mercado.

Con la garantía de capacidad de más de diez bases de manufactura inteligente distribuidas, DAS Solar ha unido fuerzas con recursos de alta calidad de la cadena industrial para asegurar la producción de productos fotovoltaicos sostenibles, de alta calidad y fiables.

La empresa ha establecido filiales en Alemania, Japón y Australia, construyendo una red de ventas completa en Europa, Asia-Pacífico y Oceanía, haciendo que el ritmo global sea más estable con servicios localizados y de proximidad. En poco más de seis años, la huella de los productos de DAS Solar ha llegado al mundo, y los escenarios de aplicación «fotovoltaica +» han florecido.

En el futuro, DAS Solar continuará practicando activamente la misión de desarrollo verde y sostenible, impulsada por el poder líder de la tecnología de tipo N, guiada por la solución de todos los escenarios y basada en un ritmo estable, para mejorar integralmente la competitividad central de la empresa.

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El sector energético renovable de los Estados Unidos, representado por la American Clean Power Association (ACP) y otras importantes organizaciones industriales, ha expresado su profunda preocupación ante las reformas constitucionales propuestas por el gobierno mexicano. Estas enmiendas, que podrían ser tratadas en el próximo periodo legislativo ordinario que comienza el 1 de septiembre, han generado alarma debido a su posible impacto negativo en las relaciones comerciales e inversiones entre ambos países, así como en los derechos de las empresas estadounidenses bajo el Tratado entre México, Estados Unidos y Canadá (T-MEC).

Mediante una carta que fue enviada este lunes 19 de agosto del 2024 al Secretario de Estado de los Estados Unidos, Antony Blinken, varias asociaciones empresariales firmantes que representan a sectores clave de la economía estadounidense, incluyendo la energía renovable, la tecnología, los servicios y la manufactura comunicaron el riesgo de que las modificaciones constitucionales puedan desestabilizar las relaciones comerciales entre Estados Unidos y México, amenazando con socavar las conversaciones previstas para 2026 en el marco de la revisión del T-MEC.

Como antecedente, mencionan que la actual administración de México presentó a principios de este año casi dos docenas de enmiendas constitucionales para implementar cambios sistémicos en el gobierno de México. Y como la reciente victoria del partido Morena en las elecciones estatales y federales le ha otorgado una mayoría significativa en el Congreso, identifican que esto les permitiría impulsar estas reformas con rapidez.

Entre las propuestas más preocupantes para las asociaciones firmantes se encuentran la debilitación o la extinción de siete organismos autónomos y entes reguladores, regresando sus atribuciones a las secretarías de Estado. Entre ellos, la Comisión Reguladora de Energía (CRE), que pasaría a la Secretaría de Energía (Sener).

Además, ponen el acento en que las enmiendas incluyen la institucionalización de un trato preferencial a las empresas estatales sobre las privadas, la debilitación de las protecciones a los inversores, y la prohibición total de la venta de productos agrícolas estadounidenses y de ciertos tipos de inversiones extranjeras. Estas medidas, según las organizaciones, violarían los compromisos de México bajo el T-MEC, poniendo en riesgo la relación comercial y de inversión que ha florecido entre los dos países.

El comercio de bienes y servicios entre Estados Unidos y México ha alcanzado un valor sin precedentes, llegando a casi 900 mil millones de dólares en 2023. El T-MEC, que modernizó el Tratado de Libre Comercio de América del Norte (TLCAN), ha consolidado a América del Norte entre los bloques comerciales más competitivos del mundo.

En la carta enviada al secretario Blinken se indica que en los últimos años, las inversiones de Estados Unidos en México han aumentado significativamente, alcanzando un stock de 144 mil millones de dólares en 2023, de los cuales casi 50 mil millones se han invertido en los últimos nueve años. Sin embargo, las organizaciones firmantes de la carta advierten que las enmiendas constitucionales podrían dañar la atractividad de México como lugar para invertir y hacer negocios, afectando no solo a México, sino también al potencial de América del Norte para mantener su posición competitiva en una economía global cada vez más compleja.

Las organizaciones subrayan la importancia de que el gobierno mexicano considere sus obligaciones bajo el T-MEC y el valor de este acuerdo para ambos países, advirtiendo que la aprobación de las reformas tal como están propuestas podría poner en peligro estos logros. Por ello, hacen un llamado al gobierno de Estados Unidos para que intervenga y recomiende al gobierno entrante de Sheinbaum una aproximación más deliberativa y pausada en la implementación de estos cambios.

8.19.24 Multi-Association Letter to USG re Mexico Constitutional Changes

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Ayer, la presidenta de la república, Dina Boluarte, modificó la definición de hidrogeno verde que figuraba en el artículo 2 de la Ley N° 31992 (Ley del fomento del hidrogeno verde), a través de la publicación de un decreto legislativo, en el Diario El Peruano. 

Mientras que antes la regulación catalogaba al hidrógeno verde como «vector energético producido con tecnologías de baja emisión de gases de efecto invernadero”, tras la publicación del decreto, la definición vigente es «aquel obtenido del agua mediante procesos que utilizan como fuente de energía a los recursos energéticos renovables”.

Tal como explica el documento, esta medida tiene como finalidad «promover la inversión en la industria del hidrógeno verde generado a partir de recursos energéticos renovables, que permita la mejora de la seguridad energética y un aprovechamiento óptimo y racional de los recursos energéticos».

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De esta forma, el decreto representa un hito positivo para el sector de las fuentes no convencionales. Diversos actores tanto públicos como privados venían reclamando esta modificación incluso desde antes de la aprobación de la Ley N° 31992 , que tuvo lugar el pasado 23 de marzo del presente año.

Según expertos consultados por Energía Estratégica, este error conceptual en la definición del vector energético podía traer problemas de comercialización internacional, al ser nomeclado distinto a otros países del mundo.

A su vez, la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR) , advertía que traía consecuencias negativas para el desarrollo de este tipo de proyectos en el Perú, como por ejemplo, que no sean elegibles para la obtención de financiamiento internacional y que su producción no sea certificada como hidrógeno verde por no provenir de fuentes renovables de acuerdo con los estándares internacionales.

En este sentido, podía entorpecer sus objetivos de fomentar la investigación, el desarrollo, la producción, la transformación, el almacenamiento, el acondicionamiento, el transporte, la distribución, la comercialización, la exportación y el uso del hidrógeno verde como combustible y como vector energético en el país.

En efecto, tras la publicación del decreto Raquel Carrero, gerente general de la SPR brindó su punto de vista en diálogo con Energía Estratégica: «Tener una definición clara de lo que es el hidrógeno verde, sin ambigüedades que puedan generar confusión, es fundamental para el desarrollo de una nueva industria. Esto no solo era necesario para el desarrollo de las normas y regulaciones que derivarán de esta ley, sino también para el proceso de certificación, el cumplimiento de las normativas de los mercados internacionales a los que queremos acceder, la competitividad de nuestra producción, y la atracción de inversores en este sector, así como para el correcto uso de incentivos y subvenciones que serán necesarias en un primer momento».

«Además, estaba en juego la credibilidad y reputación del país y su futura producción, ya que una definición confusa podría resultar engañosa. Esta aclaración es esencial para comenzar con buen pie. Como Asociación estamos satisfechos porque las autoridades han sabido escuchar y entender que era necesaria hacer esta corrección», concluye.

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Este año el fenómeno de El Niño puso en jaque el sistema eléctrico colombiano y se comprobó que las hidroeléctricas (principal fuente de energía del país) no resultan suficientes para hacer frente a la alta demanda de energía en periodos de sequía.

En este contexto, los sistemas de almacenamiento tienen un gran potencial en Colombia para mejorar la integración de energías renovables, aumentar la resiliencia del sistema eléctrico, y proporcionar soluciones energéticas sostenibles en zonas rurales y aisladas.  

Teniendo en cuenta la demanda proyectada por la UPME y el gran número de proyectos renovables adjudicados en la última subasta de Cargo por Confiabilidad, Roberto Lares, Colombia’s Managing director de Wärtsilä, líder global en soluciones innovadoras de energía, propone al Gobierno trabajar en un marco regulatorio que incentive los sistemas de almacenamiento para dar respuesta a los vertimientos de energía.

“Hoy en día la mayoría de las plantas térmicas en Colombia son a carbón y han quedado obsoletas. Se requieren más plantas flexibles con baterías que ayuden a absorber las intermitencias de las energías renovables”, explica. 

Y agrega: “Si bien se han hecho pilotos de almacenamiento en el país, sí se requiere trabajar más a fondo a nivel regulatorio para promover estas tecnologías. Debemos fijar cómo se van a remunerar estos servicios de red, porque, sin duda, las baterías se necesitarán en el futuro”.

Según el ejecutivo, Colombia tiene una demanda de consumo cercana a los 10 mil MW, y se espera que con los proyectos solares y eólicos adjudicados en la subasta por cargo de confiabilidad, entren en funcionamiento 6.5 mil MW para el 2027 y 2028.  

De acuerdo a esas proyecciones, Lares advierte que se observará un sistema con mucha intermitencia de energía y bajas referencias de operación de hidroeléctricas ante fenómenos climáticos como El Niño. Por ello, las baterías son un elemento clave para garantizar el suministro de energía y dar respuesta al curtailment.

E insiste: “Colombia tiene que desarrollar una nueva subasta de expansión de generación por cargo de confiabilidad e ir preparando un marco normativo que incentive la entrada de los sistemas de almacenamiento para no sufrir vertimientos y evitar desperdicios de energía”.

El rol del almacenamiento en el Hidrógeno verde:

Además, Lares enfatiza en el papel fundamental que jugarán las baterías en la producción del combustible del futuro: el hidrógeno verde.

En efecto, la compañía ya ha lanzado su primera planta 100% de hidrógeno, una central basada en un innovador sistema de motor llamado W2031SG de 11 MW.

En este sentido, el experto advierte: “Si bien el hidrógeno aún no tiene una oferta costo eficiente, en Wärtsilä tenemos la tecnología a disposición. En el futuro podríamos producir un combustible que no emita gases de efecto invernadero brindando los beneficios de la energía firme cuando se requiere, tanto de día como de noche, a través de baterías”.

De esta forma, Lares se compromete a contribuir a que la penetración de renovables en Colombia sea exitosa y que el sistema eléctrico sea robusto, entendiendo que el país tiene una sensibilidad importante ante fenómenos climáticos como El Niño.

“Vemos nuestra función hacia el futuro como un complemento a esta entrada masiva de renovables que esperamos en Colombia y estamos trabajando para que así suceda”, concluye.

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El gobierno de Brasil lanzó el Pacto para la Transformación Ecológica por el que se alínea a los tres Poderes del Estado (Ejecutivo, Legislativo y Judicial) para llevar adelante 26 medidas que permitan reformular el modelo de desarrollo económico del país y considerar aspectos claves de la relación entre la sociedad y el medio ambiente. 

La particularidad es que, entre las principales medidas, se incluyó la aprobación del marco legal para el mercado de carbono, la regulación específica para la producción de energía eólica marina, actividades de captura y almacenamiento de dióxido de carbono y la ampliación de financiamiento y reducción del costo del crédito para sectores, proyectos y prácticas sustentables, entre otros. 

“No se trata, por tanto, sólo de una agenda medioambiental centrada en sectores concretos, como la transición energética que está en marcha. Este tampoco es un plan ambiental aislado, sino una propuesta para reformular nuestro modelo de desarrollo económico, que considera todos los aspectos de la relación entre la sociedad y el medio ambiente”, afirmó el presidente de Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva. 

“Debemos disponer de nuestros recursos naturales de manera responsable e innovadora, concibiendo, produciendo y adoptando tecnologías que ciertamente marcarán el futuro de la economía mundial, hacia el desarrollo sostenible, en línea con lo que estamos haciendo en la transición energética de Brasil”, complementó Arthur Lira, presidente de la Cámara de Diputados. 

Es decir que son temas que van más allá de la agenda tradicional en el camino de la mitigación del cambio climático y a los que le darán prioridad en el corto plazo, siendo el marco regulatorio para la eólica offshore uno de los más relevantes para las renovables, considerando que las iniciativas N° 11247/2018 y N° 576/2021 ya se encuentran en el Senado para su tratamiento.

Incluso, recientemente el Congreso de Brasil realizó una durante la audiencia pública dedicada a esos proyectos de ley, donde se centró la idea de reflotar principalmente el texto del ex senador Jean Paul Prates que refiere a incentivos/subsidios relacionados con esa fuente de energía. 

De lograrse la sanción definitiva, el Poder Ejecutivo será quien deberá definir las 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.

“Debemos disponer de nuestros recursos naturales de manera responsable e innovadora, concibiendo, produciendo y adoptando tecnologías que ciertamente marcarán el futuro de la economía mundial, hacia el desarrollo sostenible, en línea con lo que estamos haciendo en la transición energética de Brasil”, sostuvo Arthur Lira, presidente de la Cámara de Diputados. 

“Tenemos la oportunidad de enfocarnos en nuevas formas de producción que no agraven el efecto invernadero y no afecten al medio ambiente”, complementó el presidente del Senado, Rodrigo Pacheco, quien también destacó que este acuerdo entre los tres Poderes del Estado podría servir como “modelo” para otros procesos y países. 

Tal es la expectativa sobre la eólica offshore que, a falta de una regulación específica, el sector privado sigue presentando proyectos ante el Instituto Brasileño de Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables (IBAMA) y ya son 97 los parques con procesos abiertos ante la Junta de Licencias Ambientales, que suman más de 234 GW de potencia, 

Incluso, la empresa petrolera brasileña semi-pública de propiedad mixta, Petrobras, mantiene un proceso abierto para la concesión de diez licencias ambientales de centrales eólicas marinas por casi 23 GW de capacidad, aunque el objetivo final es llegar a los 30 GW en los próximos meses. 

Mientras que el Banco Mundial recientemente determinó que, en el escenario más ambicioso, Brasil cuenta con un potencial técnico de más de 1200 GW, incluidos 480 GW de cimentación fija (a profundidades inferiores a 70 metros) y 748 GW de potencial de cimentación flotante (profundidades de 70 a 1.000 m).

En tanto que el costo podría oscilar entre USD 64 (R$ 344) por MWh en los primeros proyectos (alrededor de un 50% por encima de los precios de energía solar y eólica terrestre) a USD 40-50 (R$ 215-268) por MWh hacia el 2050. 

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La Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) firmó contratos con la empresa Coral Energía para la construcción de cuatro parques solares en la provincia de Córdoba.

Los convenios se desarrollan en el marco del programa RenMDI, que pertenece a la Secretaría de Energía de la Nación y dentro del cual EPEC resultó adjudicataria de 11 proyectos de generación de energía a partir de fuentes renovables, en el año 2023.

Los proyectos que van a desarrollarse en Córdoba a partir de la firma de estos acuerdos son el Parque Solar San Francisco, el Parque Solar San Francisco del Chañar, el Parque Solar Cruz del Eje y el Parque Solar Villa María. En total aportarán 15,5 MW de potencia al sistema energético nacional, que es equivalente al consumo de más de 55.500 habitantes.

Además, la construcción de los cuatro parques solares contribuirá de manera significativa a la transición de la matriz energética de Córdoba en renovable. Y permitirá que la provincia se posicione como referente en sostenibilidad y eficiencia energética dentro del país.

La inversión prevista para el desarrollo de estas cuatro obras, que tendrán coordinación entre sectores públicos y privados, es de 16 millones de dólares. La interacción de ambos sectores permite una distribución eficiente de los riesgos y tareas, en relación a la construcción de infraestructura crítica para la generación de energía renovable.

Por otro lado, la distribución territorial de los proyectos permite aprovechar la infraestructura que pertenece a EPEC, como soporte en el desarrollo de estas nuevas tecnologías. Y de esta manera, poder optimizar el uso de los recursos y mejorar la competitividad de las inversiones.
El programa RenMDI, fue impulsado por la Secretaría de Energía de la Nación, para promover la generación de energía renovable en puntos estratégicos del país. La participación de sectores públicos y privados en esta iniciativa se logró mediante dos convocatorias abiertas nacionales e internacionales, que se realizaron en 2022 y 2023.

En la segunda convocatoria, EPEC logró la adjudicación de todos los proyectos que presentó, 11 en total, que inyectarán una potencia de 28.5 MW al mercado eléctrico nacional. Además, resultó la empresa con mayor cantidad de proyectos adjudicados a nivel nacional.

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Cada vez queda menos para el mega evento FES Chile, organizado por Future Energy Summit (FES), la plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables que volverá a reunir a CEOs, referentes de compañías, autoridades de gobierno, inversionistas, desarrolladores de proyectos, tecnólogos, EPCistas, generadoras y gremios del sector energético de Latinoamérica.

FES Chile arribará al país por tercer año consecutivo los días 27 y 28 de noviembre en el Hotel Intercontinental de la ciudad de Santiago (Av. Vitacura 2885, Las Condes), congregando a cientos de líderes de la industria renovable de la región en espacios ideales para el más sofisticado networking, entrevistas exclusivas, encuentros cara a cara y más. 

El evento ya cuenta con entradas Early Bird ya a la venta (hasta el 2 de septiembre) para ambos días que congregará y poco a poco empieza a completarse la agenda, en la que participarán expertos y expertas del sector en amplios debates y ponencias que abordarán los temas más relevantes para el crecimiento de las energías renovables.

Tal es así que el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) no se perderá de la cumbre y una de las figuras que dirá presente será Ernesto Huber, director ejecutivo del CEN, quien expondrá en el panel denominado “La apuesta del sector público chileno para una matriz renovable”. 

Ernesto Huber es ingeniero civil electricista de la Universidad de Chile, MBA de la Universidad Adolfo Ibáñez y con un Postítulo en Evaluación y Gestión de Proyectos de la Universidad de Chile con más de 30 años de experiencia en el sector eléctrico; y ocupa el cargo en la Dirección Ejecutiva del Coordinador Eléctrico Nacional desde mayo del 2022. 

PReviamente se había desempeñado en diversos puestos, entre los que resaltan el de secretario del Directorio del Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central (CDECSIC), jefe del Departamento de Planificación de la Operación y posteriormente Subdirector de Operación, así como Gerente de Operación del CEN. 

La participación de Huber en FES Chile se dará en un contexto en el que el Coordinador avanza en una reforma y diseño hacia cambio de modelo de mercado eléctrico mayorista a hacia un mercado eléctrico mayorista en base a ofertas, servicios complementarios y pagos por capacidad, que permita integrar más capacidad renovable y sistemas de almacenamiento de energía al sistema (ver nota). 

A lo que se debe añadir que, a lo largo del último año, el CEN llevó adelante una serie de licitaciones de transmisión en pos de expandir la capacidad de transporte disponible, evacuar más generación y evitar curtailments dentro del sector. 

Asimismo, el mega evento de Future Energy Summit llegará al cierre de un 2024 que ya cuenta con varios hitos para el el país, como por ejemplo la adjudicación de 3600 GWh en la Licitación de Suministro, la publicación del nuevo reglamento de transferencias de potencia y la designación de más de 11 GWh de capacidad de almacenamiento en terrenos fiscales. 

Por lo que todos esos tópicos y muchas más cuestiones del sector renovable serán debatidos durante FES Chile los días 27 y 28 de noviembre en el Hotel Intercontinental de la ciudad de Santiago. 

La entrada FES Chile: El Coordinador Eléctrico Nacional dará detalles de la apuesta del sector público para una matriz más renovable se publicó primero en Energía Estratégica.

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) definirá este viernes 23 de agosto a todos los proyectos que contarán con prioridad de despacho en la segunda convocatoria del año del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

Pero previo a darse a conocer los ganadores del vigente llamado, Energía Estratégica simuló el proceso a través de una herramienta pública de CAMMESA, que dio como resultado que 12 proyectos podrían ser asignados por 999,23 MW de potencia entre los 39 parques que compiten.

Aunque cabe aclarar que, si se toma en cuenta toda la capacidad de las posibles centrales ganadoras, la cifra aumentaría a 1005,7 MW. 

De acuerdo al modelo de simulación y a través del sistema de desempate por factor de mayoración, se adjudicarían 4 proyectos solares (200 MW en el corredor Centro – Cuyo – Noroeste Argentino) y 5 eólicos (283,4 MW entre los corredores Centro – Cuyo – NOA; Comahue; y Patagonia – Provincia de Buenos Aires). 

Todos ellos entrarían bajo el mecanismo Referencial “A”,  lo que significa que los agentes generadores podrán contar con evaluaciones limitaciones circunstanciales para inyectar energía con una probabilidad esperada del 92% sobre su energía anual característica en las condiciones previstas de operación, hasta tanto se ejecuten las obras de transporte que permitan evitar las limitaciones. 

De ese modo, los proyectos vencedores del desempate se sumarían a los parques fotovoltaicos San Carlos Norte (115,83 MW de Eoliasur) y  MSU Chos Malal (100 MW de la firma MSU Green Energy), y al proyecto eólico Energía Pura (300 MW de ABO Energy), que CAMMESA adjudicó sin necesidad de realizar desempate por estar en áreas con transporte disponible. 

La particularidad es que el emprendimiento de ABO Energy contempla la ampliación del transporte eléctrico, puntualmente el reemplazo de los transformadores 132 / 500 kV (T3CL/T5CL) por un banco monofásico 3x150MVA + fase de reserva en la estación transformado Choele Choel; por lo que tendrá 300 MW a disposición, de los cuales 147 MW los ocuparía inmediatamente y podrían rellenar el resto en el futuro.

Por otro lado, Genneia se consolidaría como la gran ganadora de esta convocatoria del Mercado a Término de Energías Renovables, gracias que presentó los factores de mayoración más altos y, por ende, se le asignaría 6 proyectos (la mitad de los resultados de la simulación) por 340 MW de prioridad de despacho. 

Por tanto a continuación se detallan cuáles serían todos los posibles parques designados y en qué corredores se ubicarían.

Centro – Cuyo – NOA

PS Los Molles – Genneia – 15 MW 
PS San Rafael I – Genneia – 50 MW
PS San Rafael II – Genneia – 50 MW
PS San Juan Sur – Genneia – 85 MW
PE Boreas del Norte – Boreas del Norte SA – 92,4 MW

Comahue

PE Hucalito – Genneia – 90 MW
PE Energía Pura – ABO Energy – 300 MW
PS MSU Chos Malal – MSU Green Energy – 100 MW

Patagonia – Provincia de Buenos Aires

PE Casa YPF Luz – YPF Luz – 31 MW
PE Energética I – Fase III – Energética Argentina – 20 MW
PE Vidal – Genneia – 50 MW 

Litoral

PS San Carlos Norte – Solar Calingasta – 115,83 MW

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De acuerdo al sector privado, si bien no han sido muchos los proyectos a gran escala que se han construido en los últimos años, el país ha logrado aumentar significativamente la capacidad instalada que tenía años atrás.

Además, se estima que existe un pipeline de 23 GW eólicos y solares que podrían entrar en los próximos años en la región. Sin embargo, Perú no está exento de desafíos para lograrlo.

En conversaciones con Energía Estratégica, Eduar Salinas, experto del sector energético, señala las medidas que se deberían tomar en el país para detonar la industria renovable y materializar esa cartera de 23 GW.

“En épocas de estiaje hemos abusado del diésel debido a la disminución de la generación eficiente y estamos al límite. En los próximos periodos de El Niño no podemos seguir utilizando esta fuente. Se deben tomar acciones que generen más contratos de suministro de energías no convencionales”, explica.

En este sentido, enfatiza en la necesidad de aprobar el proyecto de resolución que modifica la Ley N°28832, para asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica”.

Esta normativa propone dos cambios fundamentales: separación de energía y potencia en los contratos de suministro  y el establecimiento de bloques horarios al estilo chileno.

“La aprobación de esta normativa permitirá un nuevo canal para la venta de energía solar. Actualmente, la fotovoltaica no tiene la opción de contratar energía por sí sola. Por ello, es necesario este cambio porque abrirá un abanico de oportunidades para este tipo de tecnologías al volverlas más competitivas”, destaca.

Y agrega: “La ley viene siendo discutida en el Congreso desde hace años, por lo que es incierto cuándo se aprobará. No obstante, esperamos que sea este año porque las señales del mercado nos lo están solicitando”.

Según el especialista, teniendo en cuenta que fenómenos climáticos como El Niño ponen en jaque la seguridad del sistema, Perú debe tomar como experiencia lo ocurrido en otros países como Chile y mejorar ya la regulación de los servicios complementarios.

A su vez, hace hincapié en la necesidad de invertir en transmisión: “Las redes de infraestructura son un requisito fundamental para transportar mayor energía renovable y ya estamos retrasados. Si los proyectos entran antes que las redes, tendremos problemas de vertimientos de energía. Para evitar esto, hay que trabajar urgentemente en robustecer el sistema eléctrico”.

Por último, Salinas también solicita al Gobierno la entrada en vigencia del reglamento de generación distribuida en Perú, el cual viene siendo aplazado desde hace años. 

 “El ministro de Energía y Minas, Rómulo Mucho, dijo que el reglamento de generación distribuida va a salir en el segundo semestre de este año y esperamos que así sea. Esto ayudaría mucho a incrementar la actividad sobre todo a nivel industrial», augura.

Este tipo de generación permite que usuarios finales y libres, como hogares y empresas, puedan inyectar su propia energía a la red eléctrica, obteniendo beneficios económicos por ello. Para el experto, un reglamento claro y transparente fomentaría esta tendencia, especialmente ahora que el costo de la tecnología ha disminuido notablemente.

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La semana inició con una alarma relevante emitida por el Ente Operador Regional del Mercado Eléctrico de América Central (EOR). Según informó la entidad, el 18 de agosto del 2024 a las 09:14 am se registró un evento en el Sistema Eléctrico Regional (SER) debido a la activación del esquema de desconexión automática de carga por baja frecuencia (EDACBF).

Este evento fue consecuencia del disparo de la línea de interconexión a 400 kV México – Guatemala (Tapachula – Los Brillantes) por la activación del Esquema de Control Suplementario, registrando un flujo de potencia máximo de aproximadamente 370 MW en la interconexión antes del suceso. Si bien, a las 9:30 am se logró sincronizar nuevamente la interconexión México-Guatemala, continúan las repercusiones en torno a las causas de aquel evento.

En primera instancia, se determinó que la pérdida de generación fue ocasionada por una caída en la generación fotovoltaica en el área de control de Honduras y posteriormente se informó sobre un disparo de generación en Panamá vinculada a una planta de gas natural.

Para tener mayores precisiones al respecto, Energía Estratégica contactó a Harmodio Arauz, exdirector del Centro Nacional de Despacho (CND) de ETESA, bajo cuyo rol fue representante de Panamá ante el EOR entre los años 2009 al 2013.

Remitiéndose al informe preliminar de evento, el especialista en el sistema eléctrico regional y local comunicó sobre una pérdida de 210 MW provenientes de la Planta Gatún.

«La planta de Gatún de Ciclo Combinado a Gas Natural (compuesta por 2 turbinas a Gas y otra a vapor) está en calidad de prueba por ser una planta nueva. En la regulación panameña esto significa que tiene permiso para hacer sus pruebas que pueden salir mal. Todos los agentes cuando entran en servicio tienen derecho a hacer sus pruebas», argumentó.

Y aclaró: «No hay penalidad por el evento contra el agente generador que tiene permiso para hacer sus pruebas autorizadas tanto por el CND y por el EOR. Sin embargo, las penalidades que se aplican son al área de control, aplicándose un cargo al país por las desviaciones causadas a los despachos de intercambio programados en el MER».

En estos eventos de pérdida de generación aseguró que «cada país pierde un poco», y en el caso de Panamá el déficit habría sido de 133.45 MW, pero se podrían ganar aprendizajes.

Ante esto, desde la perspectiva del especialista consultado, estas situaciones si bien implica retos también abre oportunidades de mejora en el Sistema Eléctrico Regional.

«Los Operadores de Sistema de cada país y el EOR han estudiado a profundidad el SER para mitigar estos eventos, ya sea por disparo de generadores, o de líneas o de transformadores de potencia de las distribuidoras y sean implementado diferente tipos de esquemas de protecciones. Cada vez que ocurre un evento es una oportunidad para en base a las consecuencias tratar de mejorar los sistemas», concluyó.

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La compañía BayWa r.e., líder mundial en soluciones de energía renovable anunció la apertura de su primer centro de distribución en Barranquilla y segundo en el país después de Medellín, marcando un paso significativo en su expansión por Colombia.

Esta nueva sede está ubicada estratégicamente en el Parque Industrial del Caribe representa un hito significativo en el compromiso de la compañía con el mercado colombiano y el impulso hacia la transición energética de la región Caribe.

Caribe: más producción de electricidad

Actualmente Barranquilla está experimentando un notable crecimiento en energías renovables, con la energía solar emergiendo como una solución rentable para hogares y empresas, mejorando la estabilidad del servicio eléctrico y reduciendo costos operativos.

La apertura del centro de distribución permitirá que los instaladores accedan a productos con precios más competitivos y tiempos de entrega reducidos, facilitando así la implementación de proyectos fotovoltaicos eficientes y económicamente viables en toda la región.

La región Caribe de Colombia se ha consolidado como un epicentro para el desarrollo de energías renovables, principalmente debido a su alta irradiación solar de entre 5 y 6,5 kWh/m²/día (kilovatios hora por metro cuadrado por día).

La cantidad de electricidad que un panel solar puede generar es directamente proporcional a la cantidad de irradiación solar que recibe, lo que significa que los paneles instalados en esta región están expuestos a una cantidad significativa de energía solar. Esto resulta en una mayor producción de electricidad y mejora la eficiencia energética al permitir que los paneles operen cerca de su capacidad máxima.

Actualmente se desarrollan 122 proyectos de energía solar y eólica en siete departamentos, destacándose el potencial de la zona para la generación de energía limpia.

Carlos Parra, Director General de BayWa r.e. en Colombia, afirma: “Barranquilla es una zona clave en nuestra misión de liderar la transición energética en Colombia. Queremos ser un catalizador en la transformación energética del país, apoyando a instaladores, proveedores de servicios públicos e inversionistas para que hagan realidad sus proyectos de energías renovables.”

Perspectivas de futuro

La compañía que opera desde noviembre del año pasado en el país, está comprometida con expandir su presencia en Colombia con planes de abrir más centros de distribución en un futuro cercano, posicionándose como un aliado estratégico para los instaladores solares, ofreciendo tecnología de punta y capacitación para acelerar la adopción de energías limpias.

“La región Caribe posee un potencial extraordinario para la energía solar, con una irradiación solar promedio superior al promedio nacional, lo cual la convierte en un lugar ideal para proyectos de energías renovables”, comenta Parra.

Innovación y compromiso

BayWa r.e. ofrecerá una amplia gama de productos incluidos paneles solares, inversores, baterías y soluciones de montaje. Además, la compañía proporcionará asesoría técnica personalizada y soporte para asegurar el éxito de los proyectos solares en la región. Esta iniciativa no solo generará empleo local, sino que también contribuirá a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, apoyando los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de Colombia.

Asimismo, los proyectos solares pueden ser oportunidades para educar a la comunidad sobre la importancia de la energía limpia y la conservación. Esto fomenta una mayor conciencia ambiental.

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Erick Tejada, secretario de gobierno en el Despacho de Energía, exhortó a la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) a aprobar los Términos De Referencia (TDRs) de la Licitación Abierta de Largo Plazo de 1500 MW.

De esta manera, el comisionado presidente de la CREE, Rafael Virgilio Padilla, fue instado a acelerar el proceso y a convocar a la brevedad a la Junta de Comisionados para aprobar lo pendiente.

Desde la perspectiva del secretario Tejada, las demoras podrían deberse a intereses particulares que buscan sabotear la licitación para «prolongar contratos vigentes» y «mantener precios altos».

De allí que la autoridad advierte que un retraso de seis meses en su aprobación es considerado un «boicot» a una convocatoria competitiva que tiene como fin cubrir el déficit de suministro y lograr menores precios para los hondureños.

«No hacerlo implica someter al país a precios elevados de energía, a posibles racionamientos y a un déficit de potencia firme eterno, si no se aprueba en los próximos días», aseguró Erick Tejada el día de ayer.

Y, mediante la red social X, amplio su declaración, indicando:

Es imperativo y urgente que el directorio de comisionados de la CREE apruebe TDRs de la Licitación de 1500 MW para que estas plantas ingresen entre 2027 y 2029.
Para 2025 y 2026 deberán de ingresar al menos 450 MW para lograr cubrir el crecimiento de la demanda. La CREE debe de emitir norma transitoria que permita mantener tarifa de energía eléctrica estable.
El almacenamiento de energía de los 750 MW de energía renovable variable instalados en el país es clave para suplir demanda durante horas pico y en verano.

En atención a estas declaraciones, desde la CREE, el comisionado Wilfredo Flores, aseguró que está al tanto de la situación y que está a disposición para avanzar.

«Yo ya estoy listo para aprobarlo. Pero somos los tres comisionados los que tenemos que aprobarlo y hay un proceso administrativo que seguir y es que el comisionado presidente llame ya a la Junta de Comisionados, lo aprobemos y ya se pase a la ENEE».

Por su parte, haciéndose eco de la situación, el Sindicato de trabajadores de la Empresa Nacional de Energía (STENEE) llamó a un acuerdo entre la ENEE y la CREE para evitar mayores retrasos que agudicen la crisis energética del país.

Según pudo saber Energía Estratégica, esta denuncia pública e insistencia del sindicato estaría destrabado la situación. Fuentes oficiales confirmaron a este medio que mañana jueves se podría convocar a la aprobación de los términos de referencia, de manera de poder dar rienda al proceso licitatorio durante este semestre.

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«Es hora de que las Empresas Distribuidoras entiendan que deben ser aliados y no competidores en el desarrollo del sector solar,» afirmó el Secretario de Energía, Juan Manuel Urriola, durante la inauguración del Foro Empresarial «Energía: Nuevas Políticas en Marcha».

En este evento, organizado por la Cámara Panameña de Energía Solar, Urriola exigió un cambio en la dinámica entre Distribuidoras y Emprendedores Solares, advirtiendo que no se debe sacrificar el espacio de los Solares, en favor de prácticas empresariales que limitan el crecimiento.

El Secretario también subrayó que existen importantes desafíos que las Distribuidoras deben enfrentar antes del 2028 y que es imperativo trabajar juntos para construir un futuro energético sostenible. «La industria solar, que se representa a través de emprendedores comprometidos, necesita un entorno justo para prosperar”, concluyó Urriola.

Por su parte, Juan Andrés Navarro, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar, enfatizó que el Gremio no busca beneficios, ni ventajas competitivas, sino fomentar la colaboración entre todos los actores del sector. «Es momento de detener las prácticas desleales que perjudican la industria y a los consumidores,» afirmó Navarro.

Durante el evento, José Ramón Gómez, Jefe Regional de BiD, destacó las inversiones realizadas en el sector energético panameño y reiteró su disposición a continuar apoyando a las nuevas autoridades y al país en su transición energética.

Por su parte, el Gerente de la Empresa de Generación Estatal, Vicente Prescott presentó la situación actual de EGESA y el potencial que presenta el proyecto Chan 2, subrayando que sigue siendo una opción viable para el desarrollo energético del país.

El Foro se consolidó como una plataforma crucial para entablar un diálogo sobre las políticas energéticas futuras de Panamá, centrando la atención en el desarrollo sostenible y en la necesidad de prácticas justas que beneficien tanto a la industria como a los consumidores.

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La propuesta de “Ley de Armonización del Sistema Eléctrico Nacional” avanza en la Asamblea Legislativa mediante el expediente N.° 23.414. Tres diputados se pronunciaron a favor del mismo y compartieron sus expectativas de aprobación, durante un panel de debate en el marco del Congreso de Energía 2024 de la Cámara de Industrias de Costa Rica (CICR). 

Participaron la Sra. Daniela Rojas, Diputada del Partido Unidad Social Cristiana (PUSC) y Presidente de la Comisión de Energía; el Sr. Manuel Morales, Diputado del Partido Progreso Social Democrático (PPSD) y la Sra. Cinthya Córdoba, Diputada del Partido Liberal Progresista (PLP).

Primeramente, la presidente de la Comisión de Energía, la diputada Daniela Rojas confió en que aunque haya dudas y aún se estén revisando algunas terminologías, como qué sería un «despacho óptimo», en líneas generales el consenso técnico existiría en diputados:

«Este es un proyecto muy técnico pero que nos guste o no, para bien o para mal, ya está en la parte política. Entonces, aunque técnicamente existan las razones para que el proyecto avance, la decisión resta solo desde la parte política (…) Yo estoy de acuerdo. Incluso mi aspiración era una apertura mayor y que más actores pudieran participar, pero vendrá el momento oportuno y la coyuntura que se preste para que esto sea mayor. Mientras tanto, avancemos aunque sea en los mínimos posibles (…) No hacer nada va a ser muy caro para los sectores y hasta para las empresas que representan pero sobre todo va a ser muy caro para el país, y con caro no estoy hablando solo en términos económicos sino en las consecuencias».

Por su parte, Manuel Morales, diputado del PPSD, fue contundente en asegurar que la apertura del mercado de generación será una medida positiva que repercutirá directamente en los usuarios y trazó una comparativa con el sector de telefonía que tuvo una baja significativa en los costes en las últimas dos décadas.

«Es un mercado que se va a mover para bien. Creo que un gran ejemplo fue con los celulares. Cuando el ICE tenía una sola línea de celulares, con mi primer celular en el 2000 la línea me costó 100.000 colones ¡100.000 colones! Ahora regalan las líneas y eso lo generó la competencia», ejemplificó.

Reforzando aquello, la diputada Cinthya Córdoba Serrano declaró: «Esto es un asunto de todos y por el país, es el ganar-ganar que necesitamos para mejorar la competitividad y que esté al alcance de todos y de todos. Por supuesto que creo que es importante el mercado mayorista y es algo que va a fomentar la competitividad y el uso eficiente de la energía, y por lo tanto es algo necesario que está en el marco del proyecto».

Pero la diputada del PLP, no sólo se detuvo a analizar la necesidad de aumentar la competencia sino también a la de mayor diversificación: «No hay que poner los huevos en una sola canasta. Hay que tener la posibilidad diversificar la oferta eléctrica».

De esta manera, los representantes de las diferentes fracciones políticas se pronunciaron a favor de la iniciativa que promueve la creación de un mercado mayorista competitivo, finalizando el monopolio del ICE y dando a lugar a contratos bilaterales entre más generadoras privadas renovables y grandes consumidores.

¿Por qué hay una necesidad de cambio para la apertura del mercado de generación? ¿Cuáles son las trabas en el Sistema Eléctrico Nacional actual? Desde el CICR, organizadores del Congreso al que asistieron los diputados, advierten que una primera contra es que la generación renovable privada está limitada por ley (ver más).

«La generación privada tiene un tope del 15% del total de la capacidad instalada de generación (capítulo I de la ley 7200 que autoriza la generación privada). Además, pueden realizarse proyectos BOT (build -operate – transfer) cuya propiedad al finalizar el contrato se traslada al ICE. Al igual que lo dispuesto en el capítulo I de la ley 7200, el total de los BOT no puede superar el 15% de la capacidad instalada de generación (capítulo II de la ley 7200). Esto resulta en la existencia de muy pocos actores que aporten a la generación del SEN y en un esquema con total ausencia de competencia».

Quitar esta traba, permitiría lograr los precios competitivos y diversificación de fuentes renovables de energía a los que hicieron referencia los diputados presentes en el Congreso de Energía 2024. 

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La PlataformaH2 Argentina publicó una propuesta de marco regulatorio que permita trazar los objetivos e instrumentos necesarios para el desarrollo de la industria del hidrógeno renovable y de bajas emisiones y sus derivados en Argentina.

Este nuevo marco normativo actualizará la anterior ley N° 26123 (promulgada en 2006 y vencido su plazo de ejecución en 2021) y llega previo al proyecto de ley que anticipó el secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, el cual se presentaría en el mes de septiembre (ver nota). 

La iniciativa de la PlataformaH2 Argentina prevé declarar de interés nacional el desarrollo de tecnología, producción, transporte, distribución, uso y aplicaciones del H2 de aquellas fuentes renovables definidas en la Ley N° 27191, como también de procesos que puedan certificar emisiones por debajo de límites máximos que definirá la autoridad de aplicación.

La propuesta busca facilitar la construcción de un consenso en torno a la oportunidad y la dimensión que representa el potencial del país, consenso que resultará una “condición excluyente para lograr un desarrollo robusto de la industria del H2”.

Asimismo, propone crear un Régimen de Promoción para la Industria del Hidrógeno (PROHIDRO) a fin de incentivar las inversiones en la materia, fortalecer la competitividad en el sector e impulsar tanto las exportaciones de hidrógeno y sus derivados como la utilización del H2 como insumo. 

El plazo para adherir al PROHIDRO será de 20 años, contados a partir de la entrada en vigencia del régimen para los proyectos de hidrógeno renovable, y 10 años para los de H2 de bajas emisiones; siendo en ambos casos un plazo prorrogable por única vez por hasta otra década. 

Mientras que los beneficios alcanzarían a todas  las nuevas inversiones en bienes de capital e infraestructura que conforman la cadena de valor: 

Generación renovable cuyo destino principal sea el abastecimiento de plantas de electrólisis. 
Centrales y equipamiento para captura, transporte y almacenamiento de gases de efecto invernadero. 
Electrolizadoras e infraestructura de almacenamiento, distribución y transporte
Plantas y obras de infraestructura para la producción de derivados del H2
Proyectos destinados a la obtención, procesamiento, almacenaje y/o despacho del hidrógeno de origen renovable y de bajas emisiones y/o sus vectores, incluyendo aquellas destinadas a desalinización de agua, licuefacción, gasificación y terminales portuarias.
Obras de almacenamiento de energía y transmisión eléctrica correspondientes al abastecimiento de plantas de electrólisis y/o a la interconexión 
Fabricación de equipamiento principal de la cadena de valor 

Aunque cabe aclarar que la estabilidad tributaria, aduanera y cambiaria tendrá vigencia durante los 30 años siguientes de la fecha de adhesión para las plantas de hidrógeno verde; pero aquellos H2 de bajas emisiones, el plazo será de 15 años.

Entre los beneficios e incentivos tributarios y aduaneros previstos se destaca que los proyectos podrán pagar el Impuesto al Valor Agregado (IVA – incluidas las percepciones) a sus proveedores, o a la Administración Federal de Ingresos Públicos en el caso de importaciones de bienes, a través de la entrega de Certificados de Crédito Fiscal.

En tanto que las importaciones de bienes de capital nuevos, repuestos, partes, componentes y mercaderías de consumo (incluyendo importaciones temporarias) se encontrarán exentas de derechos de importación, de la tasa de estadística y comprobación de destino, y de todo régimen de percepción, recaudación, anticipo o retención de tributos nacionales y/o locales.

Además, no podrán ser afectados por restricciones regulatorias sobre el suministro, transporte y procesamiento de los insumos destinados a tales exportaciones, como por ejemplo regulaciones que pretendan subordinar o reasignar los derechos.

Y si bien este proyecto de ley no considera una integración mínima y obligatoria de contenido nacional tal como lo hizo la iniciativa del Poder Ejecutivo de la gestión presidencial de Alberto Fernández, desde la PlataformaH2 Argentina proponen un incentivo adicional para la industria local. 

Puntualmente, aquellos emprendimientos que en sus inversiones acrediten un 60% de integración de componente nacional en las instalaciones electromecánicas (excluida la obra civil)  o el porcentaje menor que acrediten en la medida que demuestren efectivamente la inexistencia de producción nacional (no menor a 30%), tendrán derecho a percibir un certificado fiscal por un valor equivalente al 20% del componente nacional de las instalaciones electromecánicas. 

El mismo podrá ser cedido a terceros o utilizado por los sujetos beneficiarios o los cesionarios para el pago de la totalidad de los montos a abonar en concepto de Impuesto a las Ganancias, Impuesto al Valor Agregado, Impuestos Internos.

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Por el fenómeno del nearshoring, la creciente demanda de energía ante fenómenos climáticos como El Niño y los compromisos internacionales de descarbonización asumidos,  crece el interés por invertir en proyectos renovables en Latinoamérica y se espera un repunte en la generación de fuentes limpias en los próximos años en la región.

En este contexto, Sirocco Energy, la empresa española que nace de la colaboración de dos gigantes de la industria, VORTEX y MeteoRed, con presencia en más de 40 países, es optimista y proyecta un incremento de su cuota de mercado en el continente latinoamericano .

En conversaciones con Energía Estratégica, Omar Halasa González, CEO de Sirocco Energy, señala: ““Las energías renovables en LATAM han experimentado un notable crecimiento. Esperamos acompañar esta tendencia durante 2024 y 2025, centrándonos en expandir nuestras soluciones de pronóstico de activos eólicos y solares”. 

Y agrega: “Nuestros objetivos de crecimiento están alineados a la expansión de nuestra presencia en el mercado latinoamericano, aprovechando las oportunidades de colaboración con actores locales y regionales. Las regiones más atractivas para la compañía son México, Brasil, Argentina, Colombia y Chile por su alto potencial de desarrollo en energía renovable”.

En este sentido, la compañía se especializa en proyectos a gran escala, donde sus soluciones de pronóstico generan un mayor impacto en la optimización y gestión eficiente de activos energéticos. 

“Nuestra colaboración con VORTEX y MeteoRed nos permite ofrecer soluciones personalizadas de alta precisión, tanto para portafolios como para activos individuales, mejorando así la eficiencia operativa. Además, pertenecemos a un holding de empresas dedicadas a realizar pronósticos a corto, mediano y largo plazo: Sirocco, Nebbo y Climate Scale”, enfatiza.

Desafíos para el impulso renovable en Latam

A pesar de las grandes oportunidades que existen en Latinoamérica para desarrollar proyectos renovables, el portavoz de la compañía reconoce que la región no está exenta de retos que hay que superar.

“Para impulsar el desarrollo de las energías renovables, sería beneficioso incentivar la inversión y la liberalización de los mercados, la reducción de la burocracia y una mayor facilidad para que las empresas puedan elegir a su proveedor energético”, advierte.

De esta forma, para el experto es fundamental fomentar la entrada de empresas nuevas y extranjeras en los mercados latinoamericanos a través de un marco regulatorio con visión a largo plazo que brinde certidumbre política. 

Según su visión, este debe incluir políticas de subsidios y financiamiento para proyectos de energías renovables para acelerar la adopción de estas tecnologías en la región.

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El pasado viernes 16 de agosto, el Ministerio de Minas y Energía publicó para comentarios el proyecto de regulación «Por el cual se modifica el Decreto 1073 de 2015, en relación con los lineamientos de política energética en materia de autogeneración y producción marginal» que exige simetría en las condiciones de participación en el mercado mayorista.

De acuerdo al documento, al emitir la regulación para la entrega de excedentes al Sistema Interconectado Nacional (SIN), o para el consumo de energía desde el SIN por parte de los autogeneradores y productores marginales, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) asegurará que a estos les apliquen las mismas reglas de una planta de generación con condiciones similares en cuanto a la cantidad de energía que entrega a la red.

Esto incluye los derechos, costos y responsabilidades asignados en el reglamento de operación, reportes de información, condiciones de participación en el mercado mayorista, en el despacho central y en el esquema de cargo por confiabilidad, entre otros.

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En este marco,  Daniela Mercado Mendoza, Managing Partner en DM Energy Consulting, compañía líder en la asesoría del mercado de las fuentes no convencionales de energía renovable, destaca que la aprobación de la normativa “modificaría sustancialmente” la actividad de la autogeneración, sobre todo, a gran escala y explica los motivos.

“Se estipula que la CREG deberá expedir la regulación que establezca a los autogeneradores las mismas reglas que les son aplicables a las plantas de generación. Sin embargo, esta indicación resulta tan etérea que no delimita el tipo de obligaciones que los AGPE y AGGE deberán empezar a considerar, por ejemplo, si será necesario su constitución como Generadores (ESP)”, advierte.

Y agrega:  “A los autogeneradores a pequeña escala que entreguen energía en un sitio distinto al de producción – autogeneración remota -, se les deberá dar el mismo tratamiento que una planta menor (reglas contenidas en la resolución CREG 086 de 1996)”.

De esta forma, alerta que, de aprobarse la regulación, la obligación que actualmente existe para plantas mayores a 100 kW de suscribir un contrato de respaldo con el Operador de Red, quedaría únicamente para instalaciones mayores a 1 MW.

Ante estos cambios, Juan José Angulo, socio en Angulo Martinez firma especializada en brindar asesoría sobre energía eléctrica y sostenibilidad también analiza la normativa y brinda su punto de vista.

“El proyecto tiene buenas intenciones envueltas en el dilema de la sábana corta queriendo cubrir al mismo tiempo la cabeza y los pies. Refleja una importante dificultad para encontrar coherencia y consistencia entre su justificación, el problema que quiere resolver y las disposiciones que contiene”, denuncia a través de sus redes sociales.

De acuerdo al experto, la Ley 142 creó en 1994 los esquemas independientes como una excepción desde la óptica de los servicios públicos domiciliarios. No obstante, el mundo ha cambiado demasiado desde entonces y a la luz de la masificación de temas eléctricos, estos cada día se distancian más de la noción de servicio público.

“Cada día es más difícil armonizar nuestro régimen de servicios públicos domiciliarios inspirado en el mundo del siglo pasado; con las necesidades y opciones que ofrece la actualidad”, insiste.

Y concluye: “Es esencial desarrollar una doctrina que aborde el estudio jurídico de la electricidad como una nueva categoría dentro de la industria legal del país. Posiblemente sea hora de migrar hacia un régimen legal de la electricidad que aborde la energía eléctrica por fuera (y por encima) de la perspectiva de servicios públicos».

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BLC Power Generation alcanzó un hito histórico en estos últimos 7 años, ha ampliado su presencia a más de 600 plantas, ha instalado más de 30 GW de capacidad, el equipo de soporte técnico ha brindado asistencia a plantas por más de 13 GW garantizando la máxima eficiencia y confiabilidad de las operaciones. Asimismo, ha optimizado la gestión y monitorización de más de 1 GW de activos.

La confianza de sus clientes ha sido fundamental para llevar a cabo proyectos de gran envergadura. Entre ellos se destacan el Parque Híbrido de la Central Térmica Manantiales Behr de YPF Luz en Argentina, la Microgrid Híbrida del Campus Thomas Aquinas College, trabajado en colaboración con Tesla y Capstone Green Energy en Estados Unidos, y el Ecoparque Solar de la Refinería, de Ecopetrol, en Colombia.

Estos proyectos demuestran la adaptabilidad de la suite de soluciones Optimum PG de la empresa. La misma, permite integrar diversas tecnologías para monitorear, controlar y gestionar activos de generación de energía eléctrica.

Este primer parque solar construido dentro de una refinería fue un acontecimiento clave para Colombia. BLC Power Generation trabajó junto a Ecopetrol, ABB, Sonepar, PowerChina y la propia Refinería de Cartagena para hacerlo posible. Grandes personalidades del Gobierno colombiano, como el Presidente Gustavo Petro y el Ministro de Minas y Energía, Omar Andrés Camacho Morales, estuvieron presentes en la inauguración.

Equipado con 40.146 paneles solares, este parque fotovoltaico cuenta con la capacidad de producir más de 22 GWh de energía renovable al año, equivalente al consumo de 18.200 hogares colombianos. Además de aumentar la capacidad energética del país, esta nueva planta solar se destaca por su impacto positivo en el medio ambiente y la economía local, al reducir notablemente las emisiones de CO2 de la refinería en aproximadamente 21.000 toneladas anuales.

El proyecto se llevó adelante con el objetivo de reemplazar parcialmente el uso de energía térmica por energías renovables. La planta requiere un control integral, que se logra a través de la suite de soluciones Optimum PG, junto con otros sistemas, garantizando así un correcto funcionamiento.

«Coordinar y vincular los sistemas de control existentes con las nuevas tecnologías de potencia, datos, comunicación, redes y ciberseguridad en un entorno de refinería ha sido un gran desafío técnico. Trabajamos junto a más de 10 proveedores alineando tareas y compartiendo experiencias”, afirmó Andrés MacGuire, Gerente de Proyecto y agregó “Ser parte del primer parque solar dentro de una refinería en Latinoamérica, representó un hito muy importante en la transición de la matriz energética en Colombia, de la cual nos enorgullece formar parte», concluyó.

BLC Power Generation sigue apostando por un futuro más sustentable en Latinoamérica. La participación en este tipo de proyectos reafirma su compromiso de acompañar una transición energética más eficiente, fortaleciendo su presencia en los mercados clave de la región.

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El próximo viernes 30 de agosto se llevará adelante en El Calafate el «Foro Hidrógeno Verde: condiciones para su desarrollo«, organizado por la provincia de Santa Cruz y la PlataformaH2 Argentina.

El Foro contará con la participación del gobernador Claudio Vidal, así como ministros y otros funcionarios provinciales y nacionales, incluyendo representantes de ambas cámaras del Congreso Nacional y más de 20 empresas con inversiones en la provincia patagónica. Además, estarán presentes representantes de la delegación de la Unión Europea en Argentina, la embajada de Alemania y la embajada de Países Bajos y las principales cámaras de energía, entre algunos de los invitados de alto nivel.

El evento se desarrollará a través de presentaciones y paneles, cuyos ejes serán: la cooperación internacional para el impulso del hidrógeno verde, el desarrollo de la industria renovable y el despegue del hidrógeno verde en Argentina, el marco regulatorio, el desarrollo industrial y las oportunidades de inversión y empleo para las provincias.

El hidrógeno verde ofrece una oportunidad de exportar la energía renovable que se produce en el país a otras regiones. Al respecto, Juan Carlos Villalonga, representante de la PlataformaH2 Argentina, aseguró que “La Argentina tiene la oportunidad de ser un proveedor confiable de hidrógeno verde en la transición energética global, pero debe moverse rápido. Necesitamos un marco regulatorio que promueva inversiones y una hoja de ruta clara, porque el mercado del hidrógeno será muy competitivo”.

El encuentro se llevará a cabo desde las 9 hs. en el Hotel Posada Los Álamos – calle Ing. Guatti 1135- de la ciudad de El Calafate. La inscripción previa es a través del siguiente link https://url1.io/BNomm

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En los próximos meses, ejecutivos de entidades y empresas y funcionarios de toda la región latinoamericana, se reunirán para discutir los desafíos y oportunidades que rodean a las energías no convencionales.

Future Energy Summit (FES), plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables, presenta su cuarta edición en el mercado colombiano. La convocatoria llega a pedido de stakeholders del sector, tras el éxito obtenido en eventos anteriores (ver transmisión), tanto en el país como en otras plazas estratégicas de Iberoamérica.

El megaevento “FES Colombia” que se llevará adelante los días 29 y 30 de octubre de este 2024 en el prestigioso Hotel Marriott Bogotá ( Calle 73 No. 8 – 60, Santa Ana, 110221, Colombia), ofrecerá un escenario ideal para el debate en su salón de conferencias y brindará espacios exclusivos de networking para que empresarios exploren sinergias y nuevos negocios sostenibles.

ENTRADAS DISPONIBLES

Se espera que más de 500 profesionales asistan a la feria para analizar el futuro de las energías limpias en la región, teniendo en cuenta el creciente interés que existe en Latam por impulsar nuevas inversiones en tecnología eólica, fotovoltaica y el almacenamiento energético en baterías e hidrógeno verde.

Y dentro de la nómina de empresas que acompañarán el evento #FESColombia, Erco Energy, compañía enfocada en soluciones innovadoras de energía solar y movilidad electrica encabezará el tercer panel a través de su CEO, Juan Camilo López Llano, con la mirada puesta en analizar estrategias de inversión y financiación de proyectos renovables en Colombia.

ERCO Energy opera en cuatro áreas clave: la construcción de granjas solares en modalidad de EPC; la administración, operación y mantenimiento de activos propios y de terceros; la representación de granjas solares propias y de terceros en el mercado; y, transacciones de energía a través de NEU, su innovadora comercializadora digital de energía.

Durante el panel «Impulso a la transición energética en la región Andina: Oportunidades, proyectos destacados y visión de futuro», López Llano, explorará la potencialidad de desarrollar de comunidades energéticas en Colombia, un concepto que ha ganado terreno en los últimos años en el país. 

A su turno, el panel  titulado «Estrategia renovable de Colombia: Seguridad energética y diversificación de la matriz» contará la participación de Vitor Rodrigues, Director técnico Latam and Iberia de GCL y Gracia Candau, Country Manager Colombia de Atlántica Sustainable Infrastructure, empresa generadora y comercializadora de energía renovable.

A través de su portavoz, GCL, proveedor líder de polisilicio, obleas de silicio y otras materias primas fotovoltaicas, expondrá sobre las últimas tendencias en la región latinoamericana, siendo Brasil, Colombia, Chile y México, los mercados más atractivos para la compañía en Latam.

Además, Candau revelará la cartera de proyectos de energía no convencional proyectados para el país de cara a su objetivo de apoyar la transición energética mediante el desarrollo, inversión y gestión de infraestructuras sostenibles, creando valor a largo plazo para sus stakeholders.

Cabe destacar que Atlántica tiene en el país plantas solares como «La Sierpe», «La Tolua», «Tierra Linda» y «Honda 1 y 2» y planea seguir expandiendóse con nuevos proyectos para continuar diversificando la matriz colombiana.

Por todo lo expuesto, FES Colombia nuevamente será un espacio para promover el diálogo y explorar sinergias entre las principales empresas y protagonistas del sector renovable del la región Andina. Adquiera su entrada para acceder a la cumbre a través de este link.

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La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) puso en duda la continuidad y situación financiera de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), en caso de que continúe el plan de que éstos financien los subsidios eléctricos del país. 

La medida sugerida por el ministro de Energía, Diego Pardow, prevé que el aporte provenga del diferencial entre el precio estabilizado  (DS 244)  y el costo de desarrollo (considerando mayoría de tecnología fotovoltaica); por lo que tal iniciativa no cayó bien dentro del sector energético y desde ACERA manifestaron su preocupación por las consecuencias que podría acarrear.

“La propuesta planteada por el Ministerio de Energía significa la quiebra de todos los PMGD, de USD 3500 millones de inversión”, alertó Sergio del Campo, presidente de ACERA, durante una sesión de la Comisión de Minería y Energía del Senado. 

“Con ese proyecto no solamente no se cumple el contrato de crédito y provoca la quiebra total del sector PMGD, sino que además se le pide que abastezca a las pequeñas y medianas empresas (PyMEs), asumiendo riesgos que nunca estuvieron establecidos en las condiciones iniciales del proyecto de ley, como por ejemplo cortes internodales (curtailment)”, agregó. 

Y cabe recordar que, además del eje dedicado a la disminución tarifaria, el gobierno esbozó la idea de habilitar la venta de inyecciones de los Pequeños Medios de Generación Distribuida a clientes regulados que sean elegibles en el proceso. 

Es decir que la medida no estuvo en línea con lo previsto hace dos meses, cuando el gobierno sólo anticipó una reforma al régimen de abastecimiento de suministro a clientes regulados con el fin de que puedan comprar energía a los PMGD y así disminuir en aproximadamente un 7% del precio de la energía.

Este quiebre y cese de operaciones por parte de los PMGD se podría dar en el cortísimo plazo si es que avanza la propuesta dentro del proyecto de ley proyecto de ley de subsidio eléctrico. Puntualmente entre la fecha de tramitación del proyecto de ley y julio del 2025. 

¿Por qué? “Los bancos tomarán inmediatamente moderación financiera para ver si los proyectos cumplen con lo establecido en los contratos”, argumentó Sergio del Campo.

“Es una expropiación de ingresos sin la posibilidad de recuperarlos y seria afectación de la certidumbre jurídica y confianza del inversionista en el país. Lo que se traduce en el incremento del riesgo regulatorio por cambios no consensuados ni discutidos, menor competitividad y mayor concentración por la disminución del interés de los competidores”, complementó.

Pero más allá de sólo criticar la iniciativa del Poder Ejecutivo, desde la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento aportaron una serie de propuestas que permitan paliar la situación, ya sea desde mayores recursos fiscales hasta facilidades de pago a la población. 

El eje recaudatorio prevé la inclusión en el presupuesto del país de 2025,  “de tal forma de utilizar los recursos del Estado para proteger a los ciudadanos de los efectos colaterales perjudiciales del mecanismo de estabilización que intervino el mercado a inicios del 2020”, la redirección de recursos de líneas presupuestarias que actualmente no se hayan utilizado y aportes provenientes del financiamiento internacional.

Mientras que las facilidades de pago a la población podrían implicar el financiamiento a la demanda garantizado por el Estado vía un bono soberano y por los USD 450 millones que se busca recaudar a partir de los PMGD.

“Los US$450 millones implican un subsidio promedio de $2,508 pesos mensuales por cliente. A una tasa de 7,3% anual por 20 años, financiar los US$450 millones resulta en un pago por cliente de $842 pesos por mes aproximadamente. El neto durante los 3 años sería $1,666 pesos a favor de cada cliente por mes durante el periodo transitorio”, explica la presentación de ACERA.

“Posterior a los tres años, cada cliente continuará pagando $842 pesos mensuales durante 20 años, los que serán compensados por las bajas en los precios de energía a partir del 2028”, detalla. 

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En un contexto global marcado por la urgencia de acelerar la diversificación de la matriz hacia fuentes de energía más limpias y sostenibles, Colombia se encuentra en un punto de inflexión presionado por los efectos del cambio climático que afectan el suministro eléctrico en periodos de estiaje.

Bajo esta premisa, el Grupo Energía Bogotá (GEB), en alianza con El Espectador y Caracol Medios, desarrolló el foro ‘Ambiente e infraestructura: retos para construir la transición energética justa’ (ver transmisión), un encuentro en el que se analizaron los desafíos y oportunidades que enfrenta el país para la entrada de más proyectos renovables

En ese marco, Juan Ricardo Ortega, presidente del GEB fue tajante y destacó que la transición energética sólo será posible si se ejecutan proyectos de transmisión de energía eléctrica y se fortalece la red. 

«Tomamos el compromiso por el país de sacar adelante todo este proceso de las renovables no convencionales sobre todo en la Costa Caribe con el objetivo de avanzar en la transición energética y resolver problemas de desigualdades inmensas que Colombia ha mantenido por toda su historia”, explica

Y agregó: “Este mes iniciaremos el proceso de construcción de la línea Colectora lo cual es un hito. En este proceso de diálogo y colaboración con el Gobierno que nos ha apoyado de manera muy comprometida se dieron algunos aprendizajes: Colombia debe repensar los marcos administrativos y legales para poder enfrentar la transición energética”.

Según el ejecutivo, los efectos del cambio climático se han vuelto muy difíciles de predecir lo cual genera riesgos inmensos al sector energético que se traducen en precios exorbitantes de energía. 

Para Ortega, la única forma de lidiar con esos retos es a través de la construcción de proyectos de infraestructura que consistan en el fortalecimiento de las líneas de transmisión y distribución para la entrada de energía renovable no convencional.

En este sentido, recomendó: “Necesitamos adoptar políticas como las de Brasil donde, una vez que se aprueban los proyectos, estos vienen con el licenciamiento incluido y no se frenan por consultas previas como ocurre en Colombia”.

“Hoy en día es muy difícil desarrollar proyectos en el país. Hay muchos de generación y transmisión frenados por 6 años. Si no logramos entre todos construir una forma distinta de aproximar esos retos, vamos a tener un problema muy grande», advirtió.

En otras palabras, llamó a agilizar la permisología ya que esta resulta el principal cuello de botella para el impulso de una mayor entrada de proyectos renovables. 

Un ejemplo de ello es la línea de transmisión Sogamoso, que robustecería el sistema eléctrico en Cundinamarca, Boyacá y Meta pero que aún no ha logrado iniciar por problemas para licenciar los tramos ante la oposición por parte de comunidades.

“La transición energética oportuna requiere el avance de procesos de licenciamiento ambiental que viabilicen los proyectos de transmisión. Si no obtenemos la licencia de los proyectos Norte y Sogamoso, Bogotá empezará a tener limitaciones en el suministro de energía a partir de finales del 2025”, enfatiza.

De esta forma, concluyó que mientras no entren en operación proyectos de transmisión como estos, Colombia continuará utilizando energía proveniente de combustibles fósiles y no podrá avanzar en la transición energética justa.

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El Departamento de Energía de los EE. UU. (DOE) emitió una solicitud de información (RFI) centrada en la transmisión de energía eólica marina (OSW) en la Costa Oeste . Con el respaldo de la Ley de Reducción de la Inflación, esta RFI es parte de un enfoque de varios niveles para recopilar información con el fin de abordar los desafíos y las barreras para capturar de manera eficiente energía limpia y confiable de los recursos eólicos marinos de la Costa Oeste y entregarla a las comunidades que más la necesitan. Desde 2021, el DOE y la Oficina de Gestión de Energía Oceánica (BOEM) del Departamento del Interior han estado colaborando para promover la energía eólica marina (OSW) en las costas del Atlántico y del Oeste en apoyo del cumplimiento del objetivo de la Administración Biden-Harris de implementar 30 gigavatios (GW) de OSW para 2030 y 15 GW de OSW flotante para 2035, además de desbloquear un camino para implementar 110 GW para 2050.

“La energía eólica marina limpia y confiable está ganando impulso en las costas de Estados Unidos, pero cada costa tiene su propio conjunto de barreras y desafíos únicos”, dijo Maria Robinson, directora de la Oficina de Implementación de la Red del Departamento de Energía de Estados Unidos . “Los esfuerzos de coordinación y convocatoria federales pueden reunir las voces regionales de las naciones tribales, los líderes locales y estatales, los grupos de planificación, la industria privada y otras entidades para hacer realidad el enorme potencial de la energía eólica marina de la Costa Oeste. La energía eólica marina es fundamental para lograr un sector energético libre de contaminación de carbono para 2035 y una economía 100% neta cero para 2050, y el DOE está utilizando todas las herramientas a su disposición para impulsar esta importante industria”.

La planificación y la ubicación de la infraestructura de transmisión para la energía eólica marina involucra a varias autoridades federales, operadores de sistemas independientes y organizaciones regionales de transmisión (ISO/RTO), comisiones de servicios públicos, departamentos estatales de pesca y vida silvestre y otras organizaciones comunitarias, en parte porque la transmisión debe ubicarse tanto en alta mar como en tierra. Comprender las limitaciones relacionadas con el uso compartido de los derechos de paso de transmisión nuevos o existentes permitirá que las entidades de planificación de la transmisión y las autoridades de ubicación tomen decisiones utilizando la mejor información y ciencia disponibles. En marzo de 2024, el DOE y BOEM publicaron Un plan de acción para el desarrollo de la transmisión eólica marina en la región atlántica de EE. UU. , que refleja los comentarios recopilados de una serie de reuniones celebradas entre 2021 y 2023 para abordar los desafíos de transmisión de OSW específicos de la costa atlántica.

La financiación de la Ley de Reducción de la Inflación ha permitido al DOE ampliar los esfuerzos de transmisión de energía eólica marina a la Costa Oeste. Además de esta RFI, el DOE y la BOEM han estado recopilando información desde enero de 2024 a través de una serie de reuniones específicas con naciones tribales, agencias federales y estatales, proveedores de cable y transmisión, organizaciones pesqueras, organizaciones no gubernamentales, desarrolladores, sindicatos, empresas de servicios públicos y otras entidades para discutir los aspectos de la planificación de la transmisión que son más significativos y aplicables para ellos. A los efectos de este trabajo, «Costa Oeste» incluye los estados de California, Oregón y Washington. Hawái y Alaska no están incluidos en este trabajo, ya que los esfuerzos federales de OSW aún no están en marcha en esos estados.

La información recopilada a través de la RFI y la serie de reuniones se utilizará para informar el Plan de Acción de la Costa Oeste para el Desarrollo de la Transmisión Eólica Marina, que incluirá un conjunto de recomendaciones para abordar los desafíos de transmisión eólica marina a corto, mediano y largo plazo. Con una publicación prevista para principios de 2025, las recomendaciones abordarán la planificación técnica, el desarrollo de tecnología, la ubicación, las políticas, las iniciativas de apoyo y las asociaciones que conducen a un diseño e implementación efectivos de la transmisión eólica marina.

En febrero de 2023, el DOE publicó la Revisión de la literatura sobre transmisión eólica marina de la Costa Oeste y el análisis de las deficiencias , que resume los análisis de transmisión disponibles públicamente para la energía eólica marina de la Costa Oeste e identifica las deficiencias en los estudios existentes. La revisión detecta una falta de información sobre la tecnología de transmisión flotante, una deficiencia en la identificación de rutas factibles para cables marinos y una priorización limitada de la coordinación interregional en la planificación de la transmisión.

El DOE también está realizando un análisis de transmisión a lo largo de la Costa Oeste (California, Oregón y Washington) para detallar las opciones de transmisión para apoyar el desarrollo de energía eólica marina en el Océano Pacífico, cuya publicación se espera para 2025.

La solicitud de información publicada hoy ofrece la oportunidad de enviar una respuesta por escrito sobre temas de transmisión, incluidos la ubicación, la tecnología y las consideraciones de políticas para la Costa Oeste. Las respuestas deben recibirse antes del 3 de octubre de 2024 y pueden enviarse por correo electrónico a OSWTransmission@hq.doe.gov .

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Mediante el Acuerdo-CREE-47-2024, la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) aprobó la «Norma Técnica Transitoria de los Servicios Complementarios de Control de Voltaje y Potencia Reactiva, y Desconexión de Cargas». Esta está en vigencia desde su publicación en el Diario Oficial “La Gaceta”, el pasado 8 de agosto, y hasta que se emita la Norma Técnica de Servicios Complementarios.

El objeto de la normativa es establecer las obligaciones, los procedimientos, los requerimientos técnicos y operativos, así como el proceso de habilitación para la prestación de este tipo de servicios en el mercado eléctrico hondureño.

Primeramente se aclara que Servicio Complementario de Control de Voltaje y Potencia Reactiva involucra además de al Operador del Sistema, transmisoras y distribuidoras, a todas las Empresas Generadoras conectadas a la red de transmisión y a todas las Empresas Generadoras conectadas a la red de distribución con una potencia instalada igual o mayor a 5 MW, así como a los Consumidores Calificados que actúen como Agentes del MEN conectados directamente a la red de transmisión.

Respecto al ámbito de aplicación para las generadoras, Wilfredo César Flores Castro, comisionado secretario de la CREE, destacó que principalmente a tecnologías renovables variables se les solicitará el monitoreo vía unidades de medición fasorial (PMU, por sus siglas en inglés) para tener más cantidad de datos en tiempos muy pequeños y así poder controlar su operación en la red.

«Con esta norma técnica, el Centro Nacional de Despacho (CND) de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica, como operador del sistema, queda facultado para exigir requerimientos modernos tanto de control de voltaje como de potencia reactiva específicos, especialmente a centrales solares fotovoltaicas y eólicas, que mantendrán las condiciones de voltaje del sistema eléctrico nacional dentro de los niveles admisibles, así como solicitar la instalación de unidades de medición fasorial (PMU) que le permita supervisar el cumplimiento del servicio complementario de cada central», explicó.

Adicionalmente, la norma técnica establece como servicio complementario los esquemas de desconexión de cargas, que consisten en los esquemas de desconexión automática por baja frecuencia, por bajo voltaje y los esquemas de desconexión manual. Sobre este punto, el comisionado Flores aclaró:

«Según el tipo de esquema, la normativa regla como operarán, el número de etapas que actuarán, los criterios de la cantidad de carga a desconectar y la temporización de las etapas de desconexión. Para este servicio complementario, están obligados a proveerlo los consumidores calificados y principalmente la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) como empresa distribuidora».

Norma Técnica Transitoria de los Servicios Complementarios

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El Plan de Expansión Indicativo del Sistema de Generación 2024-2054 señala que la demanda de energía eléctrica en Guatemala ha ido en constante aumento y que el suministro sostenible de energía eléctrica sigue siendo un desafío importante para garantizar el bienestar de la población y el impulso de la economía en el futuro.

La iniciativa privada coincide con aquello y advierte como necesario que se lleven a cabo contrataciones de mediano y largo plazo que brinden mayor certeza a empresas de generación y comercialización. Al respecto, Rocío Reyna, gerente de Mercado Mayorista de Enel Centroamérica, expresó en exclusiva para Energía Estratégica:

«En espacios de discusión pública que hemos compartido con otras compañías del sector, coincidimos con que uno de los retos es impulsar el aumento de la oferta de generación en Guatemala para satisfacer el crecimiento de la demanda del país, que solamente en el último semestre ha sido de 8.2% superior al año 2023».

«Para lograr esto es deseable que la demanda no regulada tenga una planificación energética por medio de contrataciones de mediano y largo plazo, que por un lado ofrezcan la cobertura natural que requiere la demanda y, por otro, den las señales necesarias que permitan a empresas invertir en nuevas plantas de generación».

Desde la perspectiva de la referente empresaria adicionalmente es importante la participación de gremios, como la Asociación de Comercializadores de Energía Eléctrica de Guatemala, como integradores de la visión de cada una de las empresas asociadas para dar a conocer los fundamentos analíticos y posturas ante procesos de relevancia en el mercado, por ejemplo, en propuestas de cambios o nuevas normativas ante reguladores, operadores, otras gremiales y Ministerio de Energía y Minas.

Aquello adquiere especial relevancia en un contexto en el que el país debate la continuidad o no en el mercado regional. Al respecto, es preciso recordar que el 12 de julio del 2021, mediante una notificación firmada por el entonces Canciller Pedro Brolo, se efectuó la denuncia del Tratado Marco del Mercado Eléctrico Regional ante la Secretaría General del Sistema de Integración Centroamericana (Sica) llevando a cuestionar la permanencia de Guatemala en el MER.

«Además de ser uno de los principales retos dentro de un proceso altamente político, es de suma importancia para el país y el sector definir condiciones mínimas viables para que Guatemala y el sector puedan capitalizar los beneficios de continuar en el MER en las siguientes décadas», consideró Rocío Reyna.

En este caso, en respeto a los tratados y protocolos, Guatemala deberá seguir en el MER por 10 años tras su denuncia. Si así lo define, en julio del 2031 podrá hacer efectiva su salida. Hasta tanto, analizará variables para su permanencia o no en el mercado.

«En el país se han tenido algunos avances respecto al tema, es así como destacamos el esfuerzo del Ministerio de Energía y Minas al gestionar la consultoría denominada “Análisis de los beneficios de la participación de Guatemala en el MER y la denuncia presentada ante la Secretaria General del Sistema de Integración Centroamericana”, lo cual es un buen paso, pero que debe ser seguido por pronta acción para definir el futuro del país ante retos relacionados al tema como la aversión al riesgo de desabastecimiento, tratamiento de la interconexión Guatemala- México, refuerzos nacionales de países pertenecientes al MER, solución de controversias, entre otros», concluyó la gerente de Mercado Mayorista de Enel Centroamérica.

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Si bien en Perú la producción de hidrógeno verde se encuentra en etapas iniciales por sus altos costos y la necesidad de inversión en infraestructura, actores públicos y privados trabajan activamente para avanzar en esta matriz.

Prueba de ello, es la reciente aprobación de la ley del fomento al hidrógeno verde en el país (Ley N° 31992), la cual tiene como objetivo fomentar la investigación, el desarrollo, la producción, la transformación, el almacenamiento, el acondicionamiento, el transporte, la distribución, la comercialización, la exportación y el uso de este vector energético como combustible en el país.

En este marco, la Cámara Peruano-Alemana (AHK Perú) llevó adelante un encuentro titulado “Hidrógeno verde en la industria” en donde expertos del sector compartieron los beneficios, desafíos y experiencias de esta tecnología en la región.

En dicho encuentro, Santiago Bautista, Business Development Manager en Siemens Energy, líder mundial en soluciones energéticas, destacó un fuerte potencial para la instalación de proyectos de hidrógeno verde sobre todo a través de instalaciones completamente independientes a la red para evitar saturaciones.

“Si bien hay más de 20 GW de proyectos de prefactibilidad solares y eólicos en Perú, el país tiene una demanda pico de 7.5 GW.  Esto indica que la economía peruana aún no está lista para absorber toda esa demanda”, argumentó .

Y agregó: “Teniendo en cuenta que muchos de esos proyectos no podrán conectarse a la red, resulta una enorme oportunidad instalar proyectos off grid con el foco puesto en producir hidrógeno verde”.

En este sentido, el experto explicó que solo a través de la combinación de diversas tecnologías como la solar, eólica y el almacenamiento se podrá “volver más confiable al sistema” y “avanzar hacia una transición lógica”. 

“El hidrógeno es y formará siempre parte de la transición energética de cualquier país, al ser un vector con fuerte relevancia. Lo más importante en este camino es la combinación de tecnologías: hay que buscar el espacio de cada una de ellas”, insistió.

Según Bautista, Perú tiene unos recursos enormes para liderar parte de esa transición tanto en el mercado interno como externo. En efecto, desde Siemens advierten que el hidrógeno producido en el país puede ser una fuente de exportación de energías renovables en el mediano plazo.

Aunque reconoció que aún no es costo efectivo aplicarlo en ciertos sectores, augura que será una opción viable para el sector minero en el mediano plazo.

“El hidrógeno verde emergerá como un driver fundamental para la descarbonización de la minería, un sector altamente contaminante y relevante para la economía peruana. No hay dudas de que formará parte de esa matriz y va a trascender el mercado energético”, concluyó.

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Como en muchos otros países de Latinoamérica, en Colombia la falta de infraestructura en las redes de transmisión suelen ser un cuello de botella para la incorporación de nuevos proyectos.

Para dar respuesta a este problema la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) presentó en julio su “Misión Transmisión”, un plan que consiste en modernizar y actualizar el sistema eléctrico nacional para mejorar la calidad de prestación de energía y habilitar una mayor incorporación de energías renovables.

En diálogo con Energía Estratégica, el director de la UPME, Carlos Adrián Correa Flórez, revela en detalles los alcances de la misión, los objetivos que persigue y las tecnologías que incluye.

“Reconociendo que el sistema de transmisión nacional tiene importantes retrasos en desarrollo de infraestructura que se traducen en demanda no atendida y cortes de energía desde hace más de una década, Misión Transmisión es una apuesta estratégica para la transición energética en Colombia”, destaca. 

Y agrega: “El objetivo es llevar energía eléctrica estable y confiable a todas las regiones. La primera obra que haremos en el marco de esta misión será en el Chocó (occidente colombiano ) y permitirá que el sistema de transmisión nacional se conecte por primera vez a ese departamento.”.

En este sentido, el experto señala que el plan busca agilizar los tiempos burocráticos y los trámites de obras urgentes, anexar obras al plan de expansión vigente y modernizar el sistema interconectado nacional a través de diversas tecnologías como los compensadores síncronos.

Con respecto a esta tecnología, Correa Flórez considera que la puesta en marcha de compensadores síncronos en el marco de los paquetes de obras urgentes anunciadas, se convierte en un hito para el sector eléctrico de Colombia y explica los motivos.

“Los compensadores síncronos son estabilizadores de voltaje que permiten mejorar la operación de la red y facilitan la penetración de energías renovables ante la compensación de la pérdida de inercia. Son una alternativa costo eficiente con respecto a otras y con una madurez tecnológica de décadas. Existen desde hace años y con el advenimiento de las renovables se han vuelto competitivas otra vez”, asegura.

En línea con estos beneficios, detrás de Brasil y Chile, Colombia se suma al podio de países latinoamericanos que están adoptando esta tecnología al aportar 5 compensadores en la región del Caribe. 

«En efecto, en este momento solo Brasil tiene instalada esta tecnología en Latam. Chile empezó su proceso de licitación el año pasado y está a la espera de adjudicación. Por ello, Colombia se convierte en ese tercer país que está avanzando en la modernización del sistema mediante esta tecnología», especifica. 

Además, el experto asegura que será de gran utilidad ante los próximos periodos de estiaje que vengan por delante.

“Los compensadores síncronos ayudarán ante fenómenos de El Niño no porque inyecte directamente energía activa sino porque libera de responsabilidades a otras plantas. Como libera de responsabilidades a los otros generadores de estabilizar tensión, a estos les quedará más porción de energía activa en MW para inyectar al sistema”, explica. 

Por todo lo expuesto, el director de la UPME ratifica que con la utilización de este tipo de tecnologías no solo se busca facilitar la penetración de renovables sino modernizar el sistema eléctrico para mejorar la calidad de vida de la población.

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Solis (Ginlong Technologies), líder mundial en tecnología de inversores solares, anuncia con orgullo que ha sido ranqueada #1 en envíos globales de inversores residenciales, según el último informe de participación de mercado de inversores de Wood Mackenzie. Además, Solis continuó ocupando el tercer lugar como el mayor fabricante de inversores a nivel mundial en 2023.

El ascenso de Solis a la cima del mercado de inversores residenciales es una validación de su compromiso con la innovación, la calidad y la satisfacción del cliente. Este hito es el resultado directo del enfoque estratégico de Solis en desarrollar soluciones de inversores de alto rendimiento y confiabilidad que satisfacen las necesidades dinámicas del sector solar residencial.

«Con asociaciones que se extienden por más de una década desde nuestra fundación en 2005, Solis se ha ganado la confianza de clientes en todo el mundo», dijo Jimmy Wang, presidente de Solis Inverters. «Este enfoque centrado en el cliente y nuestro liderazgo tecnológico son fundamentales para nuestro éxito. Estamos profundamente agradecidos por el apoyo y la confianza continuos de nuestros clientes, que impulsan nuestro camino de innovación y excelencia». Añadió: «El reconocimiento de Wood Mackenzie es un testimonio de nuestra estrategia de combinar innovación de vanguardia con una confiabilidad sin igual, creando valor en toda la cadena de suministro solar».

Solis mantiene una búsqueda constante de la excelencia a través de un riguroso control de calidad e innovación de productos, adaptados a las demandas del mercado. Solis asegura su éxito ofreciendo servicios integrales desde la pre-venta hasta la post-venta a clientes e instaladores solares. Con un aumento significativo en la inversión en I+D—superando el 5% de las ventas anuales en 2023—Solis está dedicado a mejorar la confiabilidad del producto y avanzar en la innovación más allá de las expectativas de los clientes y del mercado.

Cumpliendo activamente con su misión de «Desarrollar tecnología para impulsar al mundo con energía limpia», Solis está a la vanguardia con un enfoque centrado en el cliente y una dedicación constante al progreso sostenible.

Acerca de Solis

Establecida en 2005, Solis (Ginlong Technologies) (Código bursatíl: 300763.SZ) es uno de los fabricantes más experimentados y grandes de inversores de cadena fotovoltaicos. Bajo la marca Solis, la cartera de la compañía emplea tecnología innovadora de inversores de cadena para ofrecer una fiabilidad de primera clase, validada por las certificaciones internacionales más rigurosas. Con una cadena de suministro global, capacidades de I+D y fabricación de clase mundial, Ginlong optimiza sus inversores para cada mercado regional, brindando servicio y soporte a sus clientes con un equipo de expertos locales.

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El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil reconoció que ya recibió las primeras solicitudes de conexión a la red de transmisión por parte de proyectos a gran escala destinados a la producción de hidrógeno de bajas emisiones de gases de efecto invernadero. 

“Tenemos varios pedidos para iniciar el proceso de conexión al sistema. Ya hemos publicado algunas ordenanzas que sirven como paso inicial, por la que los titulares de los proyectos se pueden contactar con el operador nacional para obtener la opinión de acceso”, destacó Thiago Barral, secretario nacional de Transición y Planificación Energética del MME. 

“Será con la capacidad de transporte existente o que ya está contratada y que puede entrar en operación a futuro”, agregó durante una sesión de la Comisión Especial para la Transición Energética de la Cámara de Diputados.

Según el funcionario, varios de los proyectos ingresados a lo largo de las últimas semanas (tras la aprobación y sanción de la ley de H2) se ubican en el polo industrial de Pecém (estado de Ceará) y en la entidad federativa de Piauí; los cuales han dado diversos pasos en la materia y que, incluso, están a la espera de avances de parques eólicos offshore que también estarán destinados a producir H2V. 

Cabe recordar que la ley prevé una serie de incentivos fiscales y financieros para el sector mediante el Régimen Especial de Incentivos a la Producción de Hidrógeno con Bajas Emisiones de Carbono (Rehidro), que estará vigente a partir del 1 de enero del 2025 hasta el cierre del 2029.

Las empresas que ingresen en dicho régimen estarán exentas del pago por las contribuciones sociales del programa de integración social (PIS), el programa de formación de servidores públicos patrimoniales (PASEP) y la contribución al financiamiento de la seguridad social (COFINS).

Mientras que los incentivos superarían los R$ 18.300.000.000 a lo largo de los cinco años a pedido del propio sector y los mismos se podrán utilizar para pagar cualquier impuesto federal o, si no existe deuda para compensar, el crédito se reembolsará en efectivo. 

Además, el gobierno de Brasil recibió el interés de más de 130 MW en proyectos piloto de hidrógeno, entre 19 propuestas vinculadas a centrales de producción y 5 para el avance de avance de partes, componentes o prototipos de equipamiento requerido, por un valor de inversión esperado de R$ 2.700.000.000, bajo el Programa de Investigación, Desarrollo e Innovación (PDI).

De todos modos, desde la Secretaría Nacional de Transición y Planificación Energética de Brasil están al tanto que los proyectos de hidrógeno verde tienen una escala mayor a la capacidad existente o contratada y, por tanto, en septiembre realizarán una colaboración con la Empresa de Investigación Energética (EPE) para discutir la planificación de la transmisión para este nuevo paradigma. 

“Son dilemas de planificación complejos, porque hay muchas variables, entonces necesitamos sentarnos a discutir estas premisas para que podamos avanzar con estos estudios”, subrayó Thiago Barral.

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Atlas Renewable Energy aseguró la financiación para el complejo fotovoltaico Luiz Carlos. La empresa recaudó R$1.5 mil millones, de los cuales R$750 millones provinieron de debentures incentivados bajo la ley 12.431/2011, certificados como “Green Debentures” por Sustainable Fitch. Los R$720 millones restantes fueron obtenidos a través de notas comerciales, ambas operaciones fueron coordinadas y asesoradas por Itaú BBA.

Este financiamiento es notable por ser la primera emisión de debentures incentivados bajo las nuevas reglas de clasificación de proyectos prioritarios de Brasil, establecidas en el Decreto 11.964 emitido en marzo de 2024. Esta financiación marca otro logro para Atlas, que tiene una exitosa trayectoria en la obtención de fondos para el desarrollo y construcción de plantas solares a gran escala. Los recursos se destinarán a la implementación y operación de las estructuras de los centros de generación fotovoltaica del parque solar Luiz Carlos.

El complejo fotovoltaico, situado en Paracatu en el estado brasileño de Minas Gerais, tendrá una capacidad instalada de 787 MWp, con una generación de 1.594 GWh al año equivalente a suministrar energía a más de 870.000 hogares brasileños y evitar la emisión de alrededor de 64.000 toneladas de CO2 al año. El proyecto solar entraría en operación comercial a finales de 2025. Esta región ya cuenta con otros proyectos solares de Atlas en operación y la empresa tiene un fuerte compromiso con los proyectos sociales y medioambientales, además de hacer hincapié en la contratación de mano de obra local.

El proyecto cuenta con un acuerdo de compraventa de energía (PPA, por sus siglas en inglés) con Votorantim Cimentos para el suministro de 100 MW medios de energía solar durante 15 años, contribuyendo al abastecimiento de las unidades de producción de la empresa ubicadas en las regiones Sur, Sudeste y Centro-Oeste de Brasil. Este PPA se abastecerá a partir de la generación de casi dos tercios de la capacidad instalada de Luiz Carlos (470 MWp) que se destinarán a la empresa de materiales de construcción y soluciones sostenibles. El resto de la generación del parque también será contratada por otras empresas que buscan una mayor competitividad y alcanzar objetivos de sostenibilidad a partir de fuentes de energía limpias.

“La financiación de este proyecto respalda nuestra experiencia e innovación en el sector de las energías renovables y representa un avance significativo para Atlas en la promoción de la transición energética de las empresas. Siempre buscamos ofrecer las mejores soluciones a nuestros clientes, y con el complejo fotovoltaico Luiz Carlos, estamos ampliado el suministro de electricidad de manera segura y confiable, dedicando una gran porción de la planta a proveer a Votorantim Cimentos contribuyendo a la descarbonización de su matriz energética,” dijo Fábio Bortoluzo, country manager de Atlas Renewable Energy para Brasil.

“Estamos comprometidos a ser el banco de la transición climática con y para nuestros clientes, y la financiación del complejo fotovoltaico Luiz Carlos es un ejemplo de cómo hemos estado trabajando en esta agenda. Nuestro objetivo es actuar como facilitadores, buscando catalizar transformaciones y servir como un verdadero centro de origen de negocios, fomentando el uso de fuentes renovables y de bajo impacto ambiental”, afirmó Marcelo Girão, jefe de Project Finance de Itaú BBA.

La operación fue certificada como bonos verdes, con el sello de aprobación de Sustainable Fitch. Las calificaciones de la agencia evalúan el desempeño en aspectos ambientales, sociales y de gobernanza (ESG) de todas las clases de activos, marcos e instrumentos de deuda, ayudando a la comunidad financiera enfocada en buenas prácticas de ESG a tomar decisiones más informadas y conscientes.

COMPLEJO FOTOVOLTAICO LUIZ CARLOS 

El complejo fotovoltaico Luiz Carlos estará situado en Paracatu, Minas Gerais, una localidad que ya cuenta con otros proyectos solares de Atlas. Esto permitirá a la empresa continuar invirtiendo en el desarrollo ambiental y social de la región, con un enfoque especial en la contratación de la mano de obra local.

Durante la construcción, Atlas seguirá impulsando sólidos programas de ESG para fomentar el desarrollo sostenible en Paracatu. Uno de estos programas es “Somos Parte de la Misma Energía,” que ya ha capacitado a más de 300 mujeres de la zona para trabajar en la construcción de plantas solares, como en el proyecto Boa Sorte, también ubicado en el municipio. Además, la empresa implementará su premiado programa “Ed-Mundo,” que capacita a jóvenes de comunidades con menor representación en áreas como programación, informática, robótica y emprendimiento. Este programa busca empoderar a los estudiantes como agentes de transformación social, creando oportunidades de empleo y otras fuentes de ingresos para sus comunidades y familias.

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Perú emerge como una región estratégica para que importantes jugadores a nivel nacional e internacional inviertan en el desarrollo de proyectos de energías renovables, por la demanda energética que atraviesa el país,

No obstante, expertos advirtieron que la llegada de nuevos proyectos renovables no avanza al ritmo que debería, en gran medida, por la falta de un marco regulatorio transparente con visión a largo plazo que incentive la actividad.

Una de ellas es Licy Benzaquén socia en OLAECHEA, estudio jurídico con 145 años de experiencia y una reconocida trayectoria cross-border, quien en conversaciones con Energía Estratégica analizó la coyuntura peruana y explicó las causas que provocaron una parálisis en inversiones de energías no convencionales.

–  ¿Cuáles son los temas que más les están preocupando a sus clientes en lo referido a energías renovables?

Sin dudas, la falta de actualización de las normas relativas a las energías renovables. En el 2008 se promulgó el Decreto Legislativo N° 1002 que estableció el marco de fomento bajo el cual este tipo de  energías podía ser producido. Sin embargo, dado el desarrollo de la tecnología así como un mercado de clientes cada vez más complejo, resulta necesario que se incluyan diversas disposiciones que den nuevamente el impulso que se espera. 

Existe en el mercado interés en desarrollar este tipo de proyectos, sin embargo, las condiciones del mismo no necesariamente permiten greenfields renovables en este momento. Queda claro que las subastas no resultan ahora el mecanismo adecuado para fomentar su instalación.

 – ¿Qué tipo de medidas ha tomado el Gobierno las cuales han redundado en falta de seguridad jurídica que han perjudicado inversiones renovables?

La Administración se encuentra en una situación de parálisis y deterioro de la institucionalidad. Existe falta de liderazgo del ente normativo para reformar el sector eléctrico a efectos de adecuar la regulación a los requerimientos actuales del mercado. 

Hace unos años, la iniciativa de la Comisión de Reforma del Sector Eléctrico parecía auspiciar vientos de cambio, sin embargo, el esfuerzo se diluyó y los informes con recomendaciones quedaron encarpetados.

La falta de institucionalidad que afecta a toda la Administración Pública impacta negativamente también a nuestro sector de manera importante pues perjudica la continuidad en la toma de decisiones de las autoridades y mientras tanto los proyectos no avanzan.

Las pocas actualizaciones que ha tenido la regulación del sector en estos últimos años hacen inminente la necesidad de promover nuevos cambios, teniendo en cuenta el contexto tecnológico e internacional. 

Los incentivos tributarios ya no son suficientes y resulta necesario darle una vuelta de tuerca a los esquemas de licitaciones para renovables que actualmente se encuentran regulados.

No obstante, las oportunidades perdidas y los dolores que sufren los inversionistas para ver la luz en sus proyectos podrían revertirse con una regulación menos rígida y farragosa, que promueva incentivos claros en el mercado y permita una mayor penetración de las renovables al mercado. 

En conclusión, si queremos ver un repunte de la actividad, se necesita un marco regulatorio claro y transparente a largo plazo con una batería medidas como las mencionadas que brinden certeza jurídica a los inversionistas y los inviten a radicar proyectos en el país.

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BSLBATT, fabricante y proveedor líder mundial de baterías de almacenamiento de energía, ha lanzado un innovador producto de almacenamiento de energía, el ESS-GRID C241, un sistema integrado de almacenamiento de energía diseñado para aplicaciones comerciales e industriales de almacenamiento de energía.. El sistema ofrece una serie de características excepcionales y configuraciones avanzadas diseñadas para satisfacer las diversas necesidades de pequeñas empresas a grandes operaciones industriales, mejorar la eficiencia energética y proporcionar soluciones energéticas altamente flexibles.

Potente configuración

Equipado con un PCS (sistema de conversión de potencia) de 125kW y una batería de 241 kWh de capacidad, el ESS-GRID C241 es capaz de gestionar requisitos de almacenamiento de energía a gran escala. El sistema tiene una corriente máxima de carga y descarga de 157 A y un número de ciclos de más de 6.000, lo que garantiza un funcionamiento fiable durante largos periodos de tiempo.

El ESS-GRID C241 tiene una célula Li-FePO4 de alta calidad con una gran capacidad de 314Ah. Cada módulo adopta la tecnología CCS, con una capacidad de un solo pack de 16kWh, y un total de 15 packs conectados en serie con un voltaje de batería de 768V.

Diseño altamente integrado y modular

El ESS-GRID C241 adopta un diseño integrado de alta densidad energética y pequeño tamaño, con una altura de 2300mm, una anchura de 1800mm, una profundidad de 1100mm, y un peso de 2520kg. Todo el sistema y sus baterías internas están modularizadas, lo que no sólo es conveniente para la instalación y operación y mantenimiento, sino que también permite una expansión flexible, y soporta la expansión de la capacidad máxima a 964kWh para DC y 964kWh para AC. Con una capacidad máxima de 964 kWh, el sistema puede proporcionar de 2 a 8 horas de reserva de energía para las necesidades de almacenamiento de energía industriales y comerciales, cumpliendo los requisitos de varios escenarios de aplicación.

Sistema de protección y gestión superior

El sistema de almacenamiento de energía tiene clasificación IP54 y puede funcionar de forma estable en diversos entornos difíciles. Mientras tanto, BSLBATT ha considerado plenamente la seguridad del producto, ESS-GRID C241 adopta el Sistema de Gestión de Baterías (BMS) líder en el mundo, y lleva una arquitectura de protección contra incendios de tres etapas, incluyendo la integración dual de protección contra incendios activa y pasiva, que incluye protección contra incendios a nivel de PACK, protección contra incendios a nivel de clúster, y protección contra incendios a nivel de doble componente, garantizando la seguridad y fiabilidad del sistema. Además, el programa de control inteligente de la temperatura ayuda al sistema a avanzar en condiciones de frío y calor extremos para garantizar un funcionamiento estable y eficiente del sistema, con áreas de aplicación que van desde zonas costeras hasta zonas de gran altitud en zonas montañosas.

Soluciones de aplicaciones diversificadas

La innovadora configuración del ESS-GRID C241 le permite maximizar la eficiencia energética. Es adecuado para sistemas de energía híbridos que combinan generación de energía fotovoltaica (CC), sistemas de almacenamiento de energía (CA y CC) y generadores diésel (que normalmente proporcionan energía CA), lo que proporciona opciones de gestión de la energía y de aplicación más flexibles, y es especialmente adecuado para una amplia gama de escenarios comerciales que cubren una gran variedad de necesidades, desde pequeñas empresas hasta grandes operaciones industriales.

Garantía y servicio fiables

Con la tecnología de módulos LFP patentada por BSLBATT, el ESS-GRID C241 no sólo proporciona un excelente rendimiento del producto, sino que también ofrece a los clientes una garantía de batería de 10 años. Nos comprometemos a ser el socio energético de confianza de nuestros clientes ofreciéndoles un completo soporte técnico y servicio postventa.

El ESS-GRID C241 de BSLBATT no sólo lidera el mercado con su diseño eficiente, compacto, modular y altamente integrado, sino que también ofrece más posibilidades para el almacenamiento de energía comercial con su capacidad de expansión flexible y su excelente seguridad. Tanto si desea mejorar el aprovechamiento de la energía como si busca una reserva de energía fiable, el ESS-GRID C241 es la elección en la que puede confiar.

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En un acto solemne celebrado en la Casa Grande del Pueblo, el presidente de Bolivia, Luis Arce, posesionó a Alejandro Gallardo Baldiviezo como nuevo ministro de Hidrocarburos y Energías, quien hasta ahora se desempeñaba como gerente general de la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH).

Durante su discurso, el presidente Arce subrayó la importancia de este cambio en el gabinete: “Siempre es bueno un cambio para renovar energías, ideas, compromisos y el trabajo que será imprescindible para llevar éxitos al pueblo boliviano”.

Gallardo destacó que asumirá su nuevo cargo con la misión de impulsar el sector energético del país y que su gestión se enfocará en optimizar los recursos del país, mejorar la infraestructura y fomentar la cooperación para alcanzar estos objetivos.

Asimismo, el nuevo ministro de Hidrocarburos y Energía ocupó diversos cargos de liderazgo, incluyendo la gerencia General de la Empresa Tarijeña del Gas (EMTAGAS) y de Ultracongelados Bolivia S.R.L. Además, entre 2021 y 2024, fue Gerente General de la EBIH, que opera la Planta de Producción de Fertilizantes Granulados en Cochabamba y la Planta de Producción de Tuberías y Accesorios de Polietileno.

Alejandro Gallardo Baldiviezo nacido en Tarija, es licenciado en Administración de Empresas de la Universidad Católica Boliviana y posee diversos postgrados en áreas especializadas del sector, como Gestión y Negocios en Petróleo y Gas Natural, Tecnología de Industria de Hidrocarburos, y Desarrollo de Habilidades Gerenciales, es especialista en sistema de gestión, proyectista de gas natural y otras especialidades en el ámbito hidrocarburífero.

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En el marco del Encuentro Financiero «Más Conectados por ISA» que cada año convoca a los principales exponentes del mundo financiero a nivel regional y que este año se desarrolló en Santiago, Sebastián Fernández, gerente general de Conexión Kimal-Lo Aguirre, participó en un panel de conversación con representantes de importantes proyectos de inversión del grupo colombiano ISA en Chile, evento al cual también asistió el ministro de Hacienda, Mario Marcel.

En su presentación, Fernández abordó el trabajo que ha realizado Conexión Kimal-Lo Aguirre para avanzar en el proyecto de transmisión en corriente continua, actualmente en evaluación ambiental, y destacó la obtención de créditos por un total de US$ 480 millones para el financiamiento de su primera etapa.

Esto, a través de acuerdos de financiación con el banco HSBC Hong Kong y con sus accionistas Transelec e ISA Inversiones Chile, para el otorgamiento de tres créditos por US$160 millones, respectivamente, uno de los cuales corresponde al tipo “verde” o Green Label. Apuntó que esa clasificación fue respaldada por Sustainalytics, líder global en categorización de transacciones ESG (criterios ambientales, sociales y de gobernanza).

A la vez, reforzó fuertemente su opinión sobre la importancia y el valor que tiene desarrollar proyectos enfocados en la sostenibilidad y el medio ambiente. “El cambio climático nos invita a repensar desde un inicio cómo hacer mejores proyectos, y es fundamental que se desarrollen pensando en cómo contribuir con nuestro planeta”, comentó, señalando que en el caso de Kimal Lo Aguirre, “estamos elaborando un proyecto que considere la infraestructura necesaria para poder enfrentar de una manera resiliente los desafíos, siempre incluyendo los lineamientos de estándares nacionales e internacionales, como los Principios de Escazú y las normas de la IFC.”

Asimismo, recordó que el proyecto, el primero que se realiza en corriente continua en Chile, podrá transportar hasta 3.000 MW de energías renovables en forma segura y eficiente a lo largo de 1.342 km. Este paso será clave para que el sistema eléctrico sea más robusto y estable, y ayudará a reducir los altos niveles de vertimiento de energía en el norte -que anotó un alza de 163% en el primer semestre de este año respecto del mismo periodo de 2023, según datos del Coordinador Eléctrico Nacional- que no puede ser inyectada a los centros de consumo dada la inexistencia de nuevas líneas eléctricas.

La participación de Conexión en el Encuentro Financiero «Más Conectados por ISA» reafirma su relevancia dentro de los proyectos de infraestructura que ese grupo empresarial tiene en el país, sino que también resalta su compromiso con la innovación, la sostenibilidad y la descarbonización de la matriz energética de Chile.

La idea principal del encuentro y el mensaje que todos los panelistas coincidieron en transmitir a los inversionistas es la importancia de incorporar los temas del cambio climático en los procesos de inversión y cómo es fundamental considerar la sostenibilidad y el cuidado de planeta a la hora de invertir en megaproyectos para un futuro mejor.

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DAS Solar, líder en tecnología de tipo N, ocupa el puesto número 8 en envíos globales de módulos fotovoltaicos en el primer semestre de 2024 según InfoLink Consulting, una consultora de investigación líder a nivel mundial en energía renovable y tecnología. Además, la empresa obtiene una calificación A en el informe de calificaciones de bancabilidad de PV ModuleTech del segundo trimestre, lo que enfatiza aún más su influencia de marca global entre las 10 mejores.

Cabe destacar que los envíos de módulos TOPCon de tipo N representan casi el 70 % del envío total. Con la tecnología de tipo N como núcleo, DAS Solar se dedica a la exploración continua y la investigación rigurosa en innovación tecnológica, superando constantemente los estándares de la industria en eficiencia de células y módulos.

La empresa ha establecido el récord mundial de eficiencia de conversión de células TOPCon de área grande por tres veces consecutivas en ocho meses. La célula logra una impresionante eficiencia de producción en masa de hasta el 26,6 % y un voltaje de circuito abierto de 742 mV. Guiada por la estrategia de «un núcleo y tres ramas», DAS Solar desarrolló tres tecnologías de apoyo, DBC, TSiP y SFOS, con el objetivo de mejorar la eficiencia de las células hasta un 40%. Además de la serie rectangular TOPCon 4.0 y la serie DBC, DAS Solar también lanza módulos ligeros, sistemas de montaje flexibles y otros productos diversificados, desbloqueando más posibilidades de «PV+» a través de sus soluciones para todo tipo de escenarios que abarcan aplicaciones residenciales, comerciales y de servicios públicos.

InfoLink Consulting señaló que en una era de competencia cada vez más homogeneizada, la potencia, la calidad y la eficiencia del producto se están convirtiendo en elementos cruciales entre los fabricantes competitivos. La calidad, en particular, está surgiendo como la próxima prioridad. Por lo que los módulos de DAS Solar, que cuentan con células TOPCon 4.0 Plus, se destacan por su alta eficiencia, potencia de salida, bifacialidad, resistencia a la degradación y fiabilidad, habiendo superado con éxito rigurosas pruebas de fiabilidad 3x IEC e IEC 63209, demostrando una durabilidad excepcional, lo que garantiza un rendimiento energético robusto incluso en entornos difíciles.

Mientras tanto, el diseño estratégico en el extranjero también es uno de los puntos clave de este año. En el contexto del auge de la tendencia antiglobalización, la distribución descentralizada de las plantas de fabricación en el extranjero pondrá a prueba las capacidades operativas y de control de los fabricantes. Como resultado, la capacidad de planificar de forma proactiva y tomar decisiones rápidas en relación con la distribución representará una oportunidad para que los fabricantes se distingan.

A lo largo de los años, DAS Solar ha ampliado estratégicamente su presencia a nivel mundial. Ante las oportunidades de mercado en todo el mundo, la empresa establece filiales en Alemania, Japón y Australia, consolidando su presencia en el extranjero a través de una red de ventas completa en Europa, Latinoamérica, Asia Pacífico, Oceanía y otras regiones. En particular, comprometida con el perfeccionamiento del soporte técnico y el servicio posventa, DAS Solar establece una red de fabricación nacional que abarca el este, norte, sur, noroeste y suroeste de China con bases de fabricación distribuidas. Combinadas con las ventajas locales de los recursos, la empresa puede proporcionar a los clientes una respuesta rápida y un servicio sin complicaciones en un solo lugar.

Gracias a su impresionante capacidad de I+D y a sus expansiones estratégicas, DAS Solar está preparada para desempeñar un papel fundamental en el cambio global hacia la energía renovable, consolidando aún más su posición como líder en la industria fotovoltaica y allanando el camino para un futuro con emisiones netas cero.

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Future Energy Summit (FES) volverá a reunir a más de 400 líderes del sector público y privado vinculados a las energías renovables y la transición energética del Cono Sur, durante el mega evento FES Chile que se llevará a cabo los días 27 y 28 de noviembre en el Hotel Intercontinental de la ciudad de Santiago (Av. Vitacura 2885, Las Condes).

Por tercer año consecutivo, Future Energy Summit arribará al país con una cumbre que, a lo largo de dos  jornadas, estará repleta de espacios para el más sofisticado networking, entrevistas exclusivas, encuentros cara a cara y debates cruciales para la industria energética de la región. 

FES Chile ya cuenta con entradas Early Bird ya a la venta (hasta el 2 de septiembre) para ambos días que congregará a CEOs, referentes de compañías líderes, autoridades de gobierno, inversionistas, desarrolladores de proyectos, tecnólogos, EPCistas, generadoras y gremios del sector energético de Latinoamérica.

Incluso, desde Enel Américas, la Agencia de Sostenibilidad Energética de Chile (AgenciaSE) y la Unidad de Nuevos Energéticos / Hidrógeno Verde del Ministerio de Energía ya confirmaron su participación y, por tanto, aportarán su mirada sobre el avance y alianzas para una matriz más verde. 

Enel Americas, compañía líder en la transición energética y comprometida con el desarrollo sostenible a través de la descarbonización y electrificación, tendrá presencia mediante Aurelio Bustilho De Oliveira, CEO de la compañía y quien ya estuvo presente en la pasada edición de FES Chile, donde anticipó que se avecinan proyectos maduros para mantener el pipeline de 45 a 50 GW globales en mercados estratégicos.

Además, durante el 2024, Enel se consolidó como la gran ganadora de la Licitación de Suministro 2023/01 (para abastecer el consumo de clientes regulados a partir del 2027 y 2028) al adjudicarse los 3600 GWh/año subastados en los tres sistemas zonales contemplados y en todos los sub-bloques horarios, a un precio de USD 56,679 MWh.

Por su parte, la Agencia de Sostenibilidad Energética de Chile es una fundación de derecho privado sin fines de lucro, que tiene el objetivo de promover, fortalecer y consolidar el uso eficiente y sostenible de la energía articulando a los actores relevantes, a nivel nacional e internacional, a través de la implementación de iniciativas público-privadas. 

Rosa Riquelme, directora ejecutiva de la AgenciaSE, repetirá asistencia en la cumbre de FES Chile, pero en esta oportunidad lo hará en el panel de debate denominado “La apuesta del sector público chileno para una matriz renovable”, considerando que la entidad destacó la importancia del Programa Casa Solar y que en 2024 llamaron a instaladoras a participar del “Programa de Desarrollo de Capacidades en el Sector Financiero Local”, entre otros hitos. 

Mientras que Angel Caviedes Cabezas, jefe de la Unidad de Nuevos Energéticos / Hidrógeno Verde del Ministerio de Energía, también representará al sector público en la cumbre organizada por Future Energy Summit.

El especialista se sumará al debate sobre el papel del H2V como nuevo aliado del sector renovable chileno, pocos meses después de que el Poder Ejecutivo del país lanzara el proyecto «Explorador de Hidrógeno Verde» y teniendo en vista el cumplimiento de la Estrategia Nacional de H2V, que estableció tres objetivos para el 2025: contar con 5 GW de capacidad de electrólisis, ser el primero en inversiones de hidrógeno sostenible en Latinoamérica (5 BUSD) y tener una producción en al menos 2 polos en Chile (200 kton al año).

Además, FES Chile llegará al cierre de un 2024 que ya cuenta con varios hitos para el sector renovable del país, como por ejemplo la la publicación del nuevo reglamento de transferencias de potencia y la designación de más de 11 GWh de capacidad de almacenamiento en terrenos fiscales.

Por lo que todos esos temas y muchos más serán durante las dos jornadas del mega evento que tendrá lugar los días 27 y 28 de noviembre en el Hotel Intercontinental de la ciudad de Santiago.

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, este lunes, la presidenta electa Claudia Sheinbaum anunció, a través de una conferencia de prensa, que Emilia Esther Calleja Alor asumirá como la próxima titular de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), actualmente encabezada por Manuel Bartlett. 

La ingeniera electrónica por el Instituto Tecnológico de Celaya y maestra en Administración de Alta Dirección por la Universidad Autónoma de Coahuila que cuenta con más de 20 años de experiencia colaborando en diversos sectores de la CFE será la primera mujer en ocupar este cargo.

Tras la designación, expertos del sector eléctrico del país analizan el perfil de la funcionaria y predicen cuál será el rumbo de la política energética que tomará, en conversaciones con este portal de noticias.

Uno de ellos fue Israel Hurtado, presidente de la Asociación Mexicana de Hidrogeno quien destacó que “el nombramiento de Emilia Esther Calleja Alor es positivo ya que ha estado trabajando en la CFE durante muchos años y conoce los retos y áreas de oportunidad que hay que revaluar y analizar al interior de la Comisión”. 

“Por su formación académica puede ser una persona más proclive a incorporar energía limpia. Además, es una cuestión obligada: México genera un 80% de su electricidad a través de combustibles fósiles y está debajo de las metas ambientales que nos hemos comprometido a nivel internacional”, agregó.

A su vez, Hurtado aseguró que la CFE tiene dentro sus planes la utilización de hidrógeno verde en generación de electricidad en centrales de ciclo combinado para los próximos años, por lo que se espera que la directora general impulse una agenda más amigable con el medio ambiente dentro de la Comisión y en México en términos generales.

También calificó como “beneficioso” el hecho de que sean tres mujeres con formación eléctrica las que van a dirigir la agenda energética en México y afirmó: “Con Claudia Sheinbaum en la presidencia, Luz Elena González  a cargo del SENER y Emilia en la CFE es muy probable que México alinee sus esfuerzos hacia la transición energética justa”.

Por otro lado, el experto del sector Javier Agustín Navarro también brindó su visión al respecto: «Si bien la política energética va a mantenerse muy parecida a la del sexenio pasado, esperamos una mayor inversión en renovables por parte de Calleja Alor en comparación con la gestión de Bartlett. En línea con su compromiso de mantener el 54% de la generación en manos de la CFE, ella tendrá que incorporar fuentes limpias por las exigencias internacionales a niveles de mercado y los efectos del nearshoring”.

Paralelamente, sugierió que el perfil de Bartlett es “más político” mientras que el de Ester es más “técnico administrativo” con experiencia en automatización y control, por lo que tiene mayores capacidades y herramientas para conducir mejor a la Comisión Federal de Electricidad.

“Durante su gestión en CFE Generación I, ésta obtuvo ingresos por venta de energía y potencia por más de 55 mil millones de pesos generando 34.363 GW. Esto comprueba que tiene una orientación a volver a los organismos más eficientes. Por ello, se espera que su mandato se enfoque en mejorar las líneas de distribución y transmisión y en incrementar la eficiencia de la CFE”, advirtió en diálogo con Energía Estratégica.

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Los grandes pendientes en materia energética

A pesar de ser optimista con el recambio de autoridades, Agustín Navarro señaló que la actual administración enfrenta ciertos desafíos que son fundamentales para avanzar hacia una transición energética y no perder competitividad a nivel internacional frente a otros mercados.

En este sentido, consideró primordial invertir en redes de transmisión y distribución para evitar saturaciones en la red y elevar el límite de potencia de 500 kW en la generación distribuida para aprovechar la tendencia ascendente que ha registrado este segmento en el primer semestre del 2024 y en años anteriores.

Asimismo, recomendó a la presidenta electa “perseguir  y replicar en otros puntos del país proyectos estratégicos renovables como el Plan Sonora y crear políticas que otorguen certeza jurídica a los inversionistas”; a la par que se manifestó en contra del plan del Gobierno de eliminar a la CRE y otros organismos autónomos y de convertir a Pemex y CFE en «empresas estratégicas del Estado», dado que esto reducirá la institucionalidad del país y provocará incertidumbre en los inversionistas con intenciones de desarrollar proyectos renovables en México. 

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El Poder Ejecutivo de Chile ratificó la propuesta de crear una empresa estatal de distribución eléctrica, planteada días atrás por el ministro de Energía, Diego Pardow, en medio de la emergencia climática y los masivos cortes de electricidad que afectaron a miles de usuarios del país. 

Si bien desde la Vocería del Gobierno de Chile reforzaron esta iniciativa, dejaron en claro que no será de forma inmediata, sino que debe la forma en la que el país se enfrente a situaciones eventuales de esta índole debe ser una discusión con actores políticos y energéticos a mediano y largo plazo. 

“Eso implica no sólo discutir cómo mejorar el marco regulatorio, sino incluso si es necesario alguna participación complementaria del Estado en materia de distribución eléctrica como en otros países y experiencias del mundo. Pero no es una solución que se pueda imponer, dado que es una discusión democrática que se debe dar con la política, el Parlamento y los expertos y expertas de esta área”, aseveró Camila Vallejo, la ministra vocera del Gobierno de Chile. 

“De todos modos, no podemos permitir que se repita una situación como la de los últimos días y, por ahora, se debe hacer valer el marco normativo vigente; que implica que las empresas paguen y se hagan responsables de los incumplimientos legales y sus propios compromisos frente al Estado y la ciudadanía. Esa es la prioridad del Poder Ejecutivo”, agregó al ser consultada en conferencia de prensa respecto si realmente es una opción avanzar en una empresa estatal eléctrica. 

Cabe recordar que, primeramente, el Ministerio de Energía inició el inicio del proceso de caducidad de la concesión en la Región Metropolitana de la empresa de distribución ENEL. Ultimátum que contempló que la empresa cumpla con el nuevo plan de recuperación presentado, que considera la conexión de 20.000 clientes durante el pasado jueves; sumado a que el gobierno formuló cargos a CGE por infracción a las normas de reposición de suministro. 

Mientras que en una sesión de la Comisión de Minería y Energía del Senado, Pardow dejó abierta la pregunta de si el país desea tener un servicio 100% privado o “algún tipo de convivencia entre lo público y privado”. 

El objetivo es que esa empresa estatal de distribución funcione de manera similar a la Empresa Nacional de Petróleo (ENAP), y poniendo como ejemplo lo hecho hoy en día por las firmas Électricité de France y Korea Electric Power Corporation (KEPCO).

Sin embargo, desde la Vocería del Gobierno de Chile bajaron la persiana a un accionar inmediato debido a que el Estado hoy en día “no tiene musculatura” para reemplazar la labor actual de las distribuidoras y, por ende, ello llevaría más tiempo de concretarse.  

“La participación del Estado no es la solución para la urgencia actual, sino que es una discusión legítima que el país debiese dar a propósito frente a situaciones críticas, como lo es cuando un servicio estratégico se ve interrumpido sin capacidad de respuesta de empresas que son monopólicas. No es llegar y sacar una propuesta debajo del sombrero, sino que implica una discusión”, subrayó Vallejo.

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RISEN Energy, líder mundial en soluciones de energía solar, presentará sus últimas innovaciones al mercado brasileño en Intersolar South America 2024. El evento, que tendrá lugar entre los días 27 y 29 de agosto en el Expo Center Norte de São Paulo, es la mayor feria y congreso de América Latina centrado en la energía solar, el almacenamiento y la movilidad eléctrica.

En el centro de atención estará la revolucionaria serie de módulos Hyper-Ion, desarrollada utilizando la avanzada tecnología HJT (heterounión). Esta tecnología representa un importante salto adelante en el rendimiento de los módulos fotovoltaicos, alcanzando una eficiencia del 23,89% y una potencia de 741.456 Wp, según las pruebas realizadas por TÜV SÜD. Además, los módulos Hyper-Ion presentan características importantes para la mejor generación y coste de los proyectos fotovoltaicos, como obleas ultrafinas, interconexión hyper-link y el coeficiente de temperatura más bajo del mercado, lo que se traduce en un rendimiento superior incluso en las condiciones climáticas más adversas.

Además de ser pionera en la producción en masa de esta tecnología desde 2019, la tecnología HJT de RISEN Energy establece un nuevo estándar en el sector, ofreciendo una durabilidad impresionante con una degradación anual de solo el 0,3%. Asegurando que los módulos conservan más del 90% de su capacidad de generación de energía después de 30 años de funcionamiento, lo que los convierte en una opción ideal para proyectos a largo plazo que buscan eficiencia y fiabilidad, ofreciendo el LCOE más bajo y el mejor retorno de la inversión para los proyectos.

Además de los módulos solares HJT RISEN Energy, el gigante chino también presentará su cartera completa de soluciones de almacenamiento de energía en baterías. El SYL subvencionado de RISEN Energy ha ido consolidando su posición en el mercado de BESS y ya es uno de los líderes en esta solución en los mercados estadounidense, australiano y chileno, entre otros. Con más de 18 años de experiencia, más de 400 proyectos instalados y 15GW de producción anual, SYL RISEN apuesta en el mercado brasileño como uno de los grandes potenciales mundiales en esta fase de la transición energética global.

Durante Intersolar South America 2024, el equipo de RISEN Energy estará presente para compartir más información sobre esta y otras innovaciones, así como para discutir las tendencias y desafíos del mercado solar en Brasil y América Latina. El evento promete ser una excelente oportunidad para que profesionales de la industria, inversores y socios conozcan de cerca las soluciones que están dando forma al futuro de la energía solar.

Ricardo Marchezini, country manager de RISEN Energy en Brasil, expresa sus expectativas para el evento: «Es con gran entusiasmo que participamos una vez más en Intersolar South America 2024, donde esperamos recibir a nuestros amigos, clientes y socios para discutir juntos las innumerables oportunidades que el mercado nos depara y también para mostrar nuestras grandes innovaciones tecnológicas para el mercado brasileño y latinoamericano.»

RISEN Energy se enorgullece de liderar esta revolución tecnológica, ofreciendo productos que no sólo cumplen las expectativas del mercado, sino que las superan. A lo largo de los años, la empresa se ha dedicado a la innovación continua, y la serie Hyper-Ion (HJT) es un ejemplo más del compromiso del fabricante chino de ofrecer productos de la más alta calidad, fiabilidad y rendimiento.

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Semanas atrás, la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento Energético de Puerto Rico (SESA) publicó un informe en el que advirtió un golpe a la energía solar en la isla si se da lugar a la propuesta de la Junta de Supervisión y Administración Financiera de Puerto Rico (JSF) que insta a eliminar o devaluar su política de medición neta antes de 2030.

En medio de ese proceso de disputa en favor de la transición energética hacia fuentes renovables, el director de políticas públicas de SESA, Javier Rua Jovet, brindó una entrevista exclusiva para Energía Estratégica en el que analizó los retos para el sector fotovoltaico y aportó sus perspectivas para el último tramo del 2024. 

¿Qué barreras encuentran hoy en día para la medición neta? 

Puerto Rico cuenta con medición neta en sistemas solares hasta 5 MW y esta política está protegida por la Ley 10-2024 hasta 2031. Pero la Junta de Supervisión y Administración Financiera intenta anular esta legislación, planteando alegaciones demagógicas para limitar el Poder Legislativo del país para establecer las políticas públicas que implantan las agencias gubernamentales de la isla, pero desde SESA combatimos y combatiremos esa propuesta de la JSF.

Otro reto mayor para continuar el buen ritmo de instalaciones que llevamos (sobre 3000 sistemas solares con almacenamiento mensuales) es que LUMA (operador de la red de transmisión y distribución) invierta sustancialmente en la maltrecha red de distribución para crear una red eléctrica de futuro, diseñada para 100% renovables como disponen las leyes locales, particularmente la Ley 17-2019.  

Existen cerca de USD 20.000.000.000 provenientes de la Agencia Federal para Manejo de Emergencias (FEMA por sus siglas en inglés) para esos fines y es crucial que una porción importante de estos se inviertan rápida e intencionalmente en la red de distribución. 

¿En qué estado está la medida que promueve la Junta de Supervisión y Administración Financiera?

El gobernador de Puerto Rico, Pedro Pierluisi, todavía no contestó esa demanda y nuestro llamado es que lo haga pronto y luche contra esta injusta y dañina acción de la JSF.  El pueblo entero y todos los partidos y tendencias políticas del país estarán del lado del gobierno en esta lucha. 

En cuanto a conversaciones con la JSF evidentemente no han sido productivas hasta ahora. Mientras que por el lado de las conversaciones con el actual gobierno, las autoridades siempre mantuvieron su defensa y favor por la energía renovable y las políticas que la promueven. Por ello confío que el Gobierno presentará sus contraargumentos en la Corte en las próximas semanas contra la demanda de la JSF.

La solución más fácil es que JSF simplemente retire pronto esa demanda, o que el tribunal desestime el caso en protección de la Ley 10-2024 y las facultades legislativas de Puerto Rico, tan pronto el gobierno conteste.

¿Qué implica para el sector renovable del país el retraso del Plan Integrado de Recursos (PIR)?

El pasado Plan, que tuvo un buen proceso administrativo multiparticipativo, concluyó claramente que conforme a la ley local (Ley 17-2019), la generación eléctrica de Puerto Rico tenía que alcanzar 40% renovables para el 2025, lo que implicaba 3750 MW de nueva energía renovable construida y que presumen, por ejemplo, gran despliegue de fincas fotovoltaicas, lo cual no ha ocurrido todavía por diversas razones. 

El único crecimiento renovable de importancia en la isla ha sido en sistemas solares distribuidos en medición neta (alrededor de 850 MW), por lo que estamos muy lejos de las metas renovables de la Ley 17 y el PIR.  

También existen fuerzas que preferirían debilitar la Ley 17-2019 y las conclusiones del pasado Plan Integrado de Recursos. Y eso también hay que combatirlo y resistirlo para que Puerto Rico logre ser 100% renovable en o antes del 2050, como otras jurisdicciones líderes en el mundo.

¿Cómo esperan que avancen ambos temas de aquí a lo que resta del año?

En conclusión, en cuanto a medición neta, vemos la continuación de la lucha del pueblo de Puerto Rico en frentes judiciales y políticos en defensa de la misma contra el ataque de la JSF. Incluso publicamos estudios sobre sus beneficios económicos para la red central, como ayuda a evitar apagones nacionales, cómo crea beneficios socioeconómicos para todos y cómo afectar la medición neta tendría impactos nefastos al país, particularmente en nuestros sectores de ingresos medios y bajos. 

Mientras que por el lado del Plan Integrado de Recursos, estaremos pendientes de los calendarios administrativos del Negociado de Energía (NEPR – regulador independiente) y cuando ese proceso inicie, intervendremos en defensa de la política pública pro renovables.

También mantenemos un espíritu colaborativo con LUMA, entre ellos para que los sistemas solares con almacenamiento ayuden aún más a la red, incluyendo pero no limitándonos a mejoramiento de voltajes y plantas virtuales de baterías agregadas y coordinadas (virtual power plants – VPP) para evitar apagones nocturnos a toda la sociedad. 

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JA Solar, uno de los mayores fabricantes de paneles solares a nivel mundial, anuncia una alianza estratégica con Multiradio, el mayor distribuidor de productos para proyectos solares en Argentina. Con esta colaboración, JA Solar continúa consolidando su presencia en el mercado argentino, ofreciendo módulos fotovoltaicos de la más alta calidad a través de un socio local confiable y experimentado.

Marcos Donzino, Sales Manager Argentina de JA Solar, expresó su entusiasmo por esta nueva asociación. «Estamos encantados de trabajar con Multiradio, una empresa con una sólida reputación y una extensa trayectoria en la importación y comercialización de productos tecnológicos.

Esta alianza nos permitirá llegar de manera más efectiva a nuestros clientes en Argentina, garantizando la disponibilidad inmediata de nuestros productos y un servicio post-venta local de primera calidad para el sector de generación distribuida.»

Sobre JA Solar

JA Solar cuenta con una capacidad de producción de más de 100 GW y se posiciona como uno de los principales fabricantes de paneles solares a nivel mundial, así como un socio robusto tanto para proyectos de gran escala (Utility scale) como de generación distribuida. Con un 14% del market share global, la empresa se destaca por su innovación, calidad y compromiso con la sostenibilidad.

JA Solar ofrece una variedad de productos solares que cumplen con los más altos estándares de eficiencia y calidad, adaptándose a las necesidades del mercado global.

Sobre Multiradio

Multiradio cuenta con 45 años de experiencia en la importación y comercialización de productos tecnológicos en Argentina, y opera a través de su unidad de negocios especializada en equipamiento para proyectos fotovoltaicos, Multisolar. La empresa es el distribuidor líder en Argentina y se distingue por:

Trabajar con stock local
Gran amplitud y variedad de productos para fotovoltaica
Post-venta local con laboratorio de reparación y ensayos
Continua capacitación a integradores
Beneficios exclusivos para clientes

Esta colaboración entre JA Solar y Multiradio promete fortalecer el sector de energía solar en Argentina, impulsando el uso de energías renovables y contribuyendo al desarrollo sostenible del país.

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La Secretaría de Energía de Argentina creó el Programa de Reconversión y Eficiencia Energética, que estará a cargo de la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético y que tiene como objetivo principal la reducción de los consumos energéticos en edificaciones y la promoción de la adquisición de tecnologías eficientes en hogares y empresas del país, entre ellas paneles y termotanques solares. 

Los consumidores residenciales, comerciales, de servicios e industriales podrán acceder a un financiamiento del Banco de la Nación Argentina (BNA) destinado al reemplazo de equipos, materiales, artefactos y modos de uso, por otros más eficientes. 

Si bien el gobierno definió una lista de productos abarcados por el programa, la misma no está totalmente cerrada, sino que podrían incorporarse más elementos a medida que el Ejecutivo firme convenios con distintos sectores. 

Los hogares podrán optar por créditos para la compra de electrodomésticos, gasodomésticos, materiales y equipamiento que permita mejorar la envolvente, con un monto máximo de hasta $25.000.000 y un plazo de devolución de hasta 5 años con tasa fija del 43%.

Mientras que para las pequeñas y medianas empresas (PyMEs) e industrias el crédito será con un plazo de hasta diez años y sin límite de monto para equipamiento y materiales que permitan disminuir pérdidas, a una tasa fija 27% fija para el 1er año y luego BADLAR (interés para depósitos superiores a $1.000.000 en un plazo de 30 a 35 días y que es mayor a la tasa que se paga en depósitos a plazo fijo). 

“Es muy positivo que vuelva el financiamiento y, en especial, con tasas competitivas para eficiencia energética y renovables. La financiación en los últimos años fue escasa para ese tipo de proyectos, por lo cual es una buena medida”, destacó Martín Dapelo, socio fundador de ON-Networking Business, en diálogo con Energía Estratégica. 

“Es importante que se difunda más allá de los ámbitos del sector energético, debe llegar al público general. Hay poco conocimiento de la importancia de la eficiencia energética y de todo lo que abarca, que comienza desde un buen diseño arquitectónico, calidad de las envolventes de un edificio y un montón de aplicaciones más”, agregó. 

Cabe aclarar que la Resolución N° 202/2024, por la que se creó el Programa de Reconversión y Eficiencia Energética, establece que otras entidades financieras se podrán incorporar en el futuro a este plan, con el fin de otorgar condiciones de financiación preferencial; por lo que ello podría ayudar a una mayor concientización en la materia, más aún en un contexto de sinceramiento de tarifas y de crisis energética. 

“Además, un reciente informe de CAMMESA indicó que nos faltará energía en el verano y la crisis energética que estamos atravesando no tiene solución a corto plazo, porque por ejemplo también implica resolver la falta de redes de alta tensión o de centrales de generación”, complementó quien también es miembro de la Comisión Directiva y coordinador del Comité de Financiamiento de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER).

“Es decir que son cuestiones que demoran años y como país debemos trabajar en concientizar a la sociedad que, a partir de este momento tras años de desinversión y mal manejo de subsidios, la energía es un bien escaso. Por tanto, debemos administrarla de manera correcta”, continuó. 

Impulso para la generación distribuida

El listado del Programa de Reconversión y Eficiencia Energética contempla financiamiento para todo tipo de paneles fotovoltaicos y termotanques solares, lo que puede ser una ventaja para el impulso de la generación distribuida a nivel nacional, considerando que si bien Argentina sobrepasó los 43,5 MW instalados en 1941 usuarios – generadores, aún está lejos de los 28.387 U/G previstos en el Plan Nacional de Energía y de Cambio Climático de 2017.

“Eficiencia energética y energías renovables deben ir de la mano. Incluso, desde ON-Networking Business no entramos ninguna solicitud de instalación de paneles solares sin antes hacer un diagnóstico energético, aunque sea fase I, porque no tiene sentido generar energía renovable si antes no se analiza si la energía consumida es correcta o no. Por ende, la eficiencia energética debe ser el primer paso antes de avanzar con una instalación”, subrayó Martín Dapelo. 

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Atlas Renewable Energy, compañía internacional líder en energía renovable, cerró el financiamiento de 289 millones de dólares para el desarrollo y construcción del proyecto de almacenamiento BESS del Desierto con las instituciones financieras BNP Paribas y Crédit Agricole Corporate and Investment Bank. Este hito marca un nuevo precedente en el mercado y la industria energética en el país y Latinoamérica, al convertirse en uno de los primeros financiamientos de baterías independiente en Chile y la región.

En tiempo récord, Atlas logró cerrar el acuerdo con BNP Paribas y Crédit Agricole CIB, dos de las instituciones más activas en el financiamiento de proyectos de energía en América Latina. El monto total del financiamiento contempla 219 millones de dólares en préstamo senior y 70 millones de dólares en otras líneas de crédito.

El acuerdo permitirá financiar a BESS del Desierto, uno de los proyectos de almacenamiento de energía más grandes del país y de Latinoamérica, con una capacidad instalada de 200 MW y cuatro horas de descarga, y capacidad de almacenamiento de 800 MWh, lo que permitirá almacenar energía en horarios de abundancia de energía solar y reinyectarla a la red en horarios de alta demanda. BESS del Desierto tendrá una capacidad de almacenamiento semejante a la de unos 2.500 buses eléctricos de transporte público urbano, y equivalente a más de 500.000 km de autonomía en dichos buses, o recorrer más de 100 veces Chile.

El proyecto suministrará energía a EMOAC, tras un importante acuerdo firmado entre la filial comercializadora de energía de COPEC, y Atlas, el cual -a su vez- representó un hito en sí mismo, al ser uno los contratos más grandes de almacenamiento del país y el primer proyecto BESS independiente (standalone) de gran escala. El acuerdo contempla reinyectar alrededor de 280 GWh anuales a la red, contribuyendo a reducir los vertimientos de energía renovable que se genera durante el día a partir de fuentes solares fotovoltaicas, y permitiendo mayor estabilidad y confiabilidad del suministro eléctrico en la región y el país.

El acuerdo con EMOAC, sumado a la adjudicación de suministro para Codelco, anunciada en marzo de este año, con una nueva planta fotovoltaica y un sistema de almacenamiento BESS, proyecta una inyección de 9,2 TWh de energía sostenible en la red por parte de Atlas durante las horas punta con un período operativo de 15 años.

Al respecto, Alfredo Solar, Regional Manager de Chile y Cono Sur en Atlas, destacó: “Este logro es un testimonio de nuestro compromiso continuo con la innovación y la sostenibilidad en el sector energético. El financiamiento de este proyecto no sólo refuerza nuestro liderazgo en Latinoamérica, sino que también resalta nuestra capacidad para forjar alianzas con instituciones financieras de prestigio y ejecutar proyectos de gran envergadura que transforman el futuro energético de la región”.

La compañía Atlas Renewable Energy cuenta con el capital y apoyo de Global Infrastructure Partners (GIP), líder en gestión independiente de fondos de infraestructura, con más de 84 mil millones de dólares bajo su administración y con una sólida cartera de energía renovable de más de 19 GW de capacidad operativa y de construcción en todo el mundo.

Atlas se ha posicionado como líder dentro de las empresas desarrolladoras de proyectos de almacenamiento, demostrando una sólida capacidad para establecer colaboraciones con organismos y empresas de primer nivel. Además, refuerza su liderazgo en la vanguardia de la transformación energética en Chile y América Latina, destacando su papel crucial en la implementación de tecnologías de punta que fortalecen el camino hacia una transición energética sostenible.

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