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A través de las habilitaciones comerciales de los parques solares La Rioja I, La Rioja II y La  Rioja III, la compañía argentina 360Energy anunció la culminación del Complejo Solar La Rioja ubicado en la localidad de Nonogasta de esa provincia, convirtiéndose, en conjunto, en uno de los mayores parques solares del país cuya energía es destinada a contratos MATER, es decir dirigido a abastecer a industrias y empresas mediante contratos directos  de abastecimiento. 

Con una extensión de 299 hectáreas, el Complejo formado por tres parques solares contiguos posee una potencia instalada de 122 MWdc y una generación estimada de 300GWh/año, lo que equivale al consumo energético anual de más de 80.000 hogares de  una familia tipo en Argentina.  

Con la habilitación de este Complejo de energía eléctrica solar, se evitará la emisión de  aproximadamente 130.000 toneladas de CO₂e (dióxido de carbono) a la atmósfera,  reduciendo así la huella de carbono de empresas privadas que ya poseen un contrato de  de compra de energía solar con 360Energy como Stellantis, Acerbrag, Bridgestone, Holcim,  Rehau, Estisol, Transclor y Smurfit Westrock.  

Según la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA),1 durante el primer semestre del 2024, la generación de energía eléctrica a  partir de fuentes renovables en Argentina cubrió un 14.5% de la generación total de energía  eléctrica. 

El comienzo de operación del Complejo Solar 360Energy La Rioja se alinea a las  Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDCs) argentinas, derivadas del Acuerdo  de París firmado en 2015. Otro hecho que vale destacar es su relación directa con la Ley de  Energías Renovables N° 27.191, la cual apunta a que el 20% de la matriz energética  nacional provenga de fuentes renovables para 2025.  

Con la finalización de esta obra, 360Energy fortalece su posicionamiento como un actor  protagonista en el sector de energía solar y de la transición energética del país, contando  además con proyectos en desarrollo en Argentina por más de 300MW y en el exterior por  más de 500MW. 

La construcción del Complejo Solar 360Energy La Rioja fue financiada a través de  Obligaciones Negociables emitidas por 360Energy entre el 2022 y 2024, a partir de las  cuales la empresa colocó exitosamente $100MM USD.  

La inversión total requerida para el desarrollo del proyecto, junto con la ampliación de ET  Nonogasta Solar, fue de más de $97MM USD, ocupó a más de 500 personas de forma  directa e indirecta, la mayoría de la provincia de La Rioja, y trabajó junto a más de 60 proveedores de la región. 

Características técnicas del proyecto:  

3.588 filas de seguidores solares Arctech. 
+190.000 paneles bifaciales de 625 Wp Astroenergy y TrinaSolar. 
463 inversores Huawei. 
19 centros de transformación. 
Conexión al SADI a través de la ET Nonogasta Solar 132kV.

Al respecto el CEO para Sudamérica de la compañía, Federico Sbarbi Osuna, expresó: «Nos enorgullece anunciar la puesta en marcha de este ambicioso proyecto que engloba a  los parques solares 360Energy La Rioja I, II y III. Con la habilitación otorgada por CAMMESA,  hemos consolidado uno de los complejos solares más importantes de Argentina destinado  al abastecimiento energético de empresas privadas. Este éxito refleja el arduo trabajo, la  dedicación y el compromiso continuo de todo el equipo de 360Energy, quienes día a día  impulsan nuestra misión de proveer energías limpias y sostenibles».

Recientemente el Grupo automotriz Stellantis – fruto de la fusión de los grupos PSA y FCA – adquirió el 49,5% del paquete accionario de 360Energy Solar S.A. Actualmente las compañías se encuentran trabajando conjuntamente en el desarrollo y construcción de  proyectos solares para abastecer plantas industriales de Stellantis en Argentina, Brasil  México, España e Italia. 

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En la sesión de la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados, la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL A.G.), representada por su presidenta Bárbara Barbieri y el director ejecutivo, Darío Morales, expuso su posición frente al Proyecto de Ley que amplía la cobertura del
subsidio eléctrico, tal como lo contempla el artículo sexto transitorio de la Ley N° 21.667, y que impacta de manera significativa al mercado de generación y los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD).

Preocupación por la Propuesta del Ministerio de Energía

ACESOL ha expresado de forma reiterada su preocupación y oposición a la propuesta del Ministerio de Energía de reducir los ingresos de los PMGD para financiar la expansión del subsidio eléctrico. La asociación advierte que esta medida podría provocar serios daños a las inversiones en energías renovables no convencionales (ERNC) y sistemas de almacenamiento. Más preocupante aún, no resuelve de manera efectiva el problema del alza de las tarifas eléctricas que afecta a las familias chilenas.

Darío Morales, director ejecutivo de ACESOL, afirmó que «el ministro presentó de manera conceptual un paquete de indicaciones que siguen la misma lógica de autocontención que hemos criticado desde el comienzo. Las nuevas medidas propuestas, específicamente las del pilar PMGD, seguirán afectando significativamente la viabilidad financiera de las empresas y a la credibilidad de nuestro país como destino de inversiones en energías renovables. Hasta el momento, no vemos como esto pueda acotar el impacto negativo del PdL sobre el segmento.»

Adicionalmente, indicó que se ha planteado en diversas instancias que en la mesa técnica de tarifas se llegaron a acuerdos, cuando en realidad lo que sucedió es que solo se expusieron posturas que no se vieron reflejadas luego en el texto del proyecto de ley. De hecho, la mesa aún no ha evacuado un informe final.

Finalmente, dice que la discusión sobre los PMGD se ha hecho sobre la base de conceptos que están derechamente errados, como que existiría una eventual sobre renta y que se trata de un subsidio. A este respecto Darío Morales afirmó “en la medida que tenemos discusiones sobre conceptos que están errados, será difícil tener una conversación constructiva que permita resolver el problema de fondo, que es, como ayudamos a las familias más vulnerables a hacer frente de manera definitiva al alza de las cuentas de la energía”.

Generación Distribuida: Parte de la Solución

Durante la sesión, ACESOL manifestó que el mecanismo de precio estabilizado es parte de una política pública que ha sido mantenida y perfeccionada en los últimos cinco gobiernos, y que tuvo como objetivo reducir una barrera de mercado para promover la instalación de centrales de generación cerca de los centros de consumo. Como ejemplo de los beneficios sistémicos, ACESOL presentó los resultados preliminares de un estudio encargado al Centro de Energía de la Universidad de Chile que indica que durante el 2023, la inyección de los PMGD redujo los costos de operación en 268 millones de dólares, evitó la emisión de 2 millones de toneladas de CO2, equivalente que representa un costo social de 91 millones de dólares, que evitó 11,6 millones de dólares en pérdidas de transmisión y redujo los costos marginales entre 12 y 17 USD/MWh.

Además, ACESOL mostró información sobre el impacto positivo que han tenido los PMGDs en la generación de empleo, principalmente en las regiones centro sur del país y de cómo estos podrían verse afectados de mantenerse el PdL en su forma actual, incluso con las indicaciones descritas por el Ministerio de Energía.

Propuesta de ACESOL

ACESOL también presentó una serie de medidas concretas destinadas a resolver el problema de fondo. Estas incluyen un subsidio directo a la inversión en autoconsumo y generación residencial para viviendas sociales, la reducción temporal del IVA durante tres años para proyectos de autoconsumo, y la transformación del programa Casa Solar a un modelo tipo voucher. También propone hacer más eficiente el uso de los recursos públicos en programas de distintos ministerios, impulsar el Proyecto de Ley que promueve las energías renovables no convencionales (ERNC), y reducir barreras para el autoconsumo en propiedades conjuntas. Además, sugiere descontar los costos anuales de contratos ESCO de los impuestos a pagar y facilitar fondos de garantía o inversión, a través de CORFO, para financiar proyectos verdes de autoconsumo.

Compromiso de ACESOL

Finalmente, ACESOL reitera su compromiso de colaborar activamente con las autoridades, aportando su experiencia y conocimiento para el desarrollo de políticas públicas que promuevan un sistema eléctrico más justo, eficiente y sustentable para todos los chilenos.

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La Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA) llevará a cabo la octava cumbre anual «SESA SUMMIT 2024», del 18 al 20 de noviembre de 2024 en el Centro de Convenciones de Puerto Rico en San Juan.

Reserve su entrada hoy y acceda a precios preferenciales. El descuento early bird permanecerá vigente hasta mañana viernes 18 de octubre.

Forme parte de esta cumbre en la que profesionales del sector fotovoltaico y baterías se reunirán para conocer las últimas innovaciones tecnológicas disponibles para este mercado y debatir sobre los pasos a seguir para lograr la resiliencia energética de Puerto Rico.

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Ya confirmaron su asistencia grandes personalidades del sector público local y federal como Edison Avilés-Deliz, presidente del Negociado de Energía de Puerto Rico y Maximiliano J. Trujillo, director Estatal para Puerto Rico del Departamento de Agricultura de los Estados Unidos (USDA).

Además, desde el sector privado se sumarán Juan Saca, CEO y presidente de LUMA Energy; Mary Powell, CEO de Sunrun; Nellie Gorbea, CEO y presidente de Puerto Rico Green Energy Trust; Emilie Oxel O’Leary, CEO y propietaria de Green Clean Solar; entre otros.

Estos referentes expondrán en el salón de conferencias sobre temas de gran relevancia como oportunidades de financiación federal, nuevas políticas que impulsan la energía solar, modelos de negocio con virtual power plants y mucho más.

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El vestíbulo del Centro de Convenciones también será un punto de encuentro en el que los asistentes podrán conocer los productos que prometen las mayores eficiencias para nuevos proyectos en el archipiélago puertorriqueño. Pero aquello no sería todo.

Allí, los espacios de networking facilitarán el contacto directo entre los referentes de las principales empresas fabricantes, distribuidores e instaladores del rubro, siendo el escenario ideal para explorar sinergias y nuevos negocios.

Esta iniciativa de SESA llega en un momento en el que Puerto Rico marca el hito de 900 MW de capacidad instalada solar distribuida y 2 GWh de almacenamiento energético distribuido. Y los instaladores locales van por más.

“Con sobre 130,000 clientes solarizados -más de 900MW de energía distribuida- Puerto Rico hoy se distingue como la jurisdicción con mayor número de instalaciones solares per cápita en todos los Estados Unidos. En esta nuestra 8va Cumbre, la industria entera se une para discutir cómo superar estos logros, y seguir expandiendo nuestro importantísimo sector de energía solar y almacenamiento.

Seguir creando oportunidades empresariales, nuevos negocios y buenos empleos mientras aumentamos la resiliencia individual y colectiva de hogares e industrias mediante energía solar y baterías, es nuestro objetivo central. Y todo lo hacemos desde el lugar perfecto, en el modernísimo Centro de Convenciones de San Juan, capital de la Isla del Encanto. ¡Les esperamos!”, expresó Javier Rúa-Jovet, director de políticas públicas de la Asociación de Almacenamiento de Energía y Solar de Puerto Rico (SESA).

No se pierda la oportunidad de asistir a la octava cumbre de SESA. Reserve hoy su entrada early bird.

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Genneia ha alcanzado un nuevo hito en la emisión de instrumentos de finanzas sostenibles. La compañía colocó su 15° Obligación Negociable Verde (ON) por un monto equivalente a US$ 48.3 millones, superando ampliamente su objetivo inicial de US$ 30 millones. La colocación atrajo ofertas por más de US$ 58.9 millones, lo que permitirá alocar los fondos en futuros proyectos solares. Este éxito refuerza la confianza del mercado en la solidez crediticia y el compromiso ambiental de la compañía.

La Obligación Negociable (ON) dólar hard (MEP) Clase XLVII, emitida por un monto de US$ 48.3 millones, ofrece un cupón fijo del 6,00%, con intereses pagaderos semestrales y vencimiento en octubre 2028. Fue emitida a un precio de 100%. Este nuevo instrumento cuenta con una calificación AA.ar de Moody’s Local, quien destaca la sólida posición competitiva en el mercado de energía renovables de la compañía, destacando la flexibilidad financiera, altos márgenes de rentabilidad y una estable generación de flujo de fondos. Por otro lado, la nueva ON se incorporará al panel de Bonos Sociales, Verdes y Sustentables (SVS) de ByMA, la bolsa de valores local que nuclea a los principales actores del mercado de capitales, siendo su decimoquinto instrumento con etiquetado verde en el panel.  

Esta operación se realiza bajo la coordinación de Macro Securities como Organizador, mientras que Macro Securities S.A.U., BACS Banco de Crédito y Securitización S.A., Cocos Capital S.A., Banco BBVA Argentina S.A., Banco de la Provincia de Buenos Aires, Banco Hipotecario S.A., Banco Mariva S.A., Banco Patagonia S.A., Banco Santander Argentina S.A., Petrini Valores S.A., Invertironline S.A.U., Banco Supervielle S.A. y PP Inversiones S.A. actúan como Colocadores.

Genneia continúa afianzando su liderazgo en finanzas sostenibles en el mercado local e internacional, habiendo emitido Obligaciones Negociables por más de US$850 millones de dólares en los mercados de capitales local e internacional. Asimismo, la compañía superó 1 GW de capacidad instalada renovable a principios de 2024, hito destacado que consolida su liderazgo en el sector y que refuerza su compromiso con las buenas prácticas que contribuyen a la lucha contra el cambio climático. 

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Durante este año, Enel Colombia ha realizado la entrega de los Certificados Internacionales de Energía Renovable I-REC (Renewable Energy Certificates) a más de 150 empresas del país, constatando que el uso de la energía en sus operaciones en 2023 provino de fuentes 100% renovables, desde las centrales de generación hídricas de la Compañía.

Cafam, Crepes & Waffles, Lafayette, la Embajada de Estados Unidos, Casa Luker, Nestlé, RCN Radio, y las universidades La Sabana, Javeriana, y Sergio Arboleda, son algunas de las que han recibido estos reconocimientos. 

Durante el 2023, Enel certificó 1.343 GWh de energía limpia a sus clientes del mercado no regulado en Colombia, que se constituyen en aportantes directos para mitigar los efectos del cambio climático y contribuir con la reducción de la huella de carbono, al representar el equivalente a alrededor de 232 mil toneladas de CO2 en compensación de emisiones.

“Desde Enel Colombia le apostamos a acelerar el uso de energías limpias en las empresas e industrias del país con el objetivo de seguir promoviendo la transición energética y el desarrollo sostenible.

Con mucha satisfacción entregamos los certificados I-REC a nuestros socios comerciales, que se han venido sumando para construir un futuro más verde”, expresó Dario Miceli, Gerente de Energy and Commodity Management para Enel Colombia y Centroamérica.

Los I-REC son respaldados por un sistema global de certificación de energías limpias liderado por The International REC Standard. 

Estos validan que el origen de la energía utilizada en los procesos de producción proviene de fuentes 100% renovables (Cada certificado REC equivale a 1 MWh de energía eléctrica, proveniente de fuentes renovables), lo que además de beneficiar al ambiente, permite dar un valor agregado al producto o servicio proporcionado ante el consumidor final.

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En el marco de la primera versión del fondo comunitario Creciendo Juntos de Pacific Hydro y, con el propósito de impulsar proyectos comunitarios innovadores para mejorar la calidad de vida de los habitantes de las distintas organizaciones sociales y comunidades indígenas de la localidad de Los Loros en la Región de Atacama, presentaron un total de 14 iniciativas ante la comisión evaluadora, de las cuales 11 fueron adjudicadas.

Para esta edición, el jurado estuvo compuesto por la seremi de Energía de Atacama Yenny Valenzuela, Neyel Marín representante de PTI Energía Atacama, Catalina Guerrero, directora de Dideco de la Municipalidad de Tierra Amarilla, Nicole Hawas, analista de relaciones comunitarias del Ministerio de Energía, Jonathan Cortes y Jaime Giovanetti; representantes de Pacific Hydro.

“Como Gobierno estamos muy contentos de ver cómo los proyectos de energía crean valor junto a las comunidades en las que se instalan, para nosotros este impacto social positivo es tan importante como su impacto económico y medioambiental. Cómo Ministerio de Energía siempre estaremos felices de apoyar este tipo de instancias”, comentó Yenny Valenzuela, seremi de Energía de Atacama.

Al respecto, el gerente ejecutivo de Recursos Humanos, Relaciones Comunitarias y Asuntos Corporativos de Pacific Hydro, Juan Pablo Villanueva dijo: “Estamos muy contentos de ver cómo esta iniciativa, en su primera edición en la región de Atacama, moviliza a los líderes y comunidad a trabajar colaborativamente por generar un cambio e impactar positivamente en su localidad. Para nosotros, el programa Creciendo Juntos es un elemento central que nos permite la vinculación y el entendimiento de la realidad de cada organización permitiéndonos trabajar en forma empática y cercana junto a las comunidades”.

El fondo ofrece a la comunidad la oportunidad de activar y motivar a los integrantes de sus organizaciones, con el objetivo de promover una dinámica de colaboración y asociatividad, presentando iniciativas de inversión social. En esta primera versión, se presentaron proyectos en dos categorías principales: eficiencia y acceso a energía o agua, y una variedad de otras áreas, como cultura, turismo, deporte y recreación, emprendimiento comunitario, educación y capacitación, infraestructura e implementación comunitaria, y medio ambiente.

Es importante destacar que el fondo concursable Creciendo Juntos de Pacific Hydro ha permitido dar vida a más de 300 sueños comunitarios y se ha consolidado como una importante instancia de diálogo y colaboración permanente en los territorios en los que la Compañía está presente, desde hace 18 años.

“Agradecemos a los vecinos y vecinas que participaron activamente en esta primera versión del fondo en la Región de Atacama, demostrando su compromiso y energía en la búsqueda de soluciones que beneficien a todos. ¡Juntos, seguimos construyendo un futuro más sostenible y próspero para Los Loros!”, concluyó Villanueva.

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Future Energy Summit (FES) regresa a Bogotá los días 29 y 30 de octubre, consolidándose como el encuentro más importante que congrega a los stakeholders más relevantes del sector de las energías renovables. El evento, que tendrá lugar en el JW Marriott Hotel Bogotá, reunirá a más de 500 profesionales, líderes empresariales y expertos para discutir las tendencias clave y las oportunidades de crecimiento en la transición energética de Colombia y la región.

Con un aforo casi completo, el encuentro es clave para conocer las últimas tendencias del mercado y vincularse con los principales actores del sector. Las últimas entradas pueden adquirirse a través de este enlace.

Innovación y oportunidades en FES Colombia

La agenda en FES Colombia abordará los temas más relevantes concernientes a las energías renovables, desde cómo se están integrando las fuentes eólica y solar fotovoltaica, el rol del almacenamiento, las políticas energéticas y las últimas tendencias tecnológicas. Con un enfoque en los desafíos y oportunidades actuales del sector, el evento también proporcionará espacios exclusivos para networking, permitiendo la conexión entre empresas, instituciones y líderes del sector.

Entre los speakers recientemente confirmados destacan Gonzalo Betancur, gerente de Energía en Ecopetrol, quien representará la visión de una de las compañías energéticas más importantes del país. También estará presente Katharina Grosso, gerente comercial y de Business Intelligence en Promigas, quien compartirá su experiencia en soluciones energéticas innovadoras, y Sandra Téllez, superintendente para Energía y Gas Combustible en la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, abordando la regulación del sector en Colombia.

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Otros ejecutivos clave incluyen a María Juliana Tascón, country manager de Ecoener; Alejandro Ospina, country manager de Zelestra; Orlando Pinilla, director de Ingeniería y Construcción en AES Colombia; Felipe de Gamboa, country manager de EDP Renewables; Camilo Rincón, vicepresidente de ACOSOL; Roberto Cajamarca, director de Gestión del Conocimiento en ADELAT; Alejandra Hernández Saravia, presidenta ejecutiva de SER Colombia; y Enrique de Ramón, vicepresidente de Desarrollo de Negocios en AES Andes.

El futuro de FES: Conexiones y expansión en 2025

Este evento en Colombia es parte de la Gira FES, una serie de encuentros internacionales que se expanden año tras año. En 2025, FES ampliará su presencia en la región con la incorporación de Perú como nuevo destino. De esta manera, FES continúa consolidándose como una plataforma fundamental para la transición energética en Latinoamérica y Europa.

Con paradas en Argentina, el Caribe, México, España y otros destinos estratégicos, esta gira internacional ofrece un espacio exclusivo para que empresas y líderes del sector intercambien conocimientos, fortalezcan alianzas y participen en debates clave sobre el futuro de la energía limpia.

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La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) adjudicó 53 proyectos solares por 2691,93 MW de capacidad con prioridad de despacho en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). 

De la totalidad de los proyectos, 24 ya están operativos (918,1 MW) e inyectan energía al MEM, mientras que los restantes 29 aún no están habilitados comercialmente pero ocupan casi tres cuartas partes de la potencia asignada desde la implementación del MATER en el 2017 hasta la fecha. 

Energía Estratégica realizó un relevamiento sectorial a partir de información de CAMMESA y pudo averiguar que, entre las 32 razones sociales que figuran entre los parques fotovoltaicos ganadores, en realidad hay 24 empresas promotoras (incluyendo desarrolladoras, EPCistas y generadoras), que se enlistan a continuación:

360Energy, Aconcagua Energía, CAPEX, Central Puerto, DIASER, EFESA, Energía del Futuro SA, Eoliasur, Industrias Juan F. Secco, EPSE, FECOCUYO, Generadora solar Santa Rosa, Genneia, Grupo Neuss, LEDLar, Martifer, MSU Green Energy, Parque Eólico Arauco, Latinoamericana de Energía, Sidersa, SolarDQD, Tassaroli, TotalEnergies e YPF Luz. 

360Energy, empresa argentina enfocada en el desarrollo de proyectos de energía solar fotovoltaica a gran escala, se destaca por tener un total de cinco proyectos asignados (282 MW de prioridad de despacho), de los cuales cuatro ya están operativos (107 MW); mientras que el restante (Colonia Elia) posee 175 MW adjudicados pero aún no tiene COD. 

Y cabe recordar que 360Energy podría empezar a construir más parques de generación renovable en el planeta, tras lo hecho en Argentina, a partir de la firma Stellantis (grupo de empresas multinacional de la industria automotriz) como nuevo accionista principal. 

Aconcagua Energía, empresa multi-energética fundada por capitales locales que hace menos de año adquirió Orazul Argentina, posee tres centrales fotovoltaicas que aún no entraron en operación comercial, aunque sus 110 MW fueron designados entre el segundo semestre del 2022 y el primer trimestre del 2024. 

Eoliasur, desarrolladora renovable fundada en 2011, compitió en varios de los últimos llamados del MATER, aunque vendió la mayoría de los proyectos en los que logró prioridad de despacho. De tal modo que actualmente sólo figura en su poder 115,83 MW del parque solar San Carlos Norte (aún no inyecta energía). 

Incluso, uno de esos emprendimientos presentados en conjunto junto a otra entidad es todavía no operativo PS Rafaela (120 MW), que corresponde a Industrias Juan F. Secco según pudo averiguar Energía Estratégica a partir de conversaciones con CAMMESA. 

Genneia fue la primera compañía en superar los 1000 MW renovables en operación en el país y tal como anticipó Energía Estratégica, es la que posee mayor prioridad de despacho adjudicada en el MATER (1410,87 MW). 

La tecnología fotovoltaica representa un gran porcentaje en su ecuación, debido a que cuenta con seis parques operativos (403 MW) y cuatro en proceso de construcción (280 MW), lo que da un total de 683 MW FV obtenidos en el mercado entre privados una vez todos estén en funcionamiento.

MSU Green Energy, unidad de energías renovables del Grupo MSU, también posee un amplio portafolio de proyectos que buscan llevar adelante en el transcurso de los próximos años, a tal punto que la compañía apunta alcanzar cerca de 1 GW en los próximos. 

¿Qué papel juega el MATER? La firma posee 10 centrales solares (767,4 MW) en dicho mecanismo, de las cuales dos ya están en marcha (157,4 MW) y las otras ocho (610 MW) todavía no lograron llegar a esa etapa, pero es preciso mencionar que la mayoría fue adjudicada entre el cierre del 2022 e inicios del 2024, por lo que recién estarían en operación en 2026. 

YPF Luz, la unidad de negocios de la semi-estatal YPF para la generación de energía eléctrica, por su parte ya opera el parque solar El Zonda (100 MW), a la par que avanza en los PS General Levalle (28 MW) y El Quemado (120 MW) en las provincias de Córdoba y Mendoza, respectivamente.

Proyectos que se sumarán a su portafolio eólico dentro del Mercado a Término, que le permitirá quedar a las puertas de superar 1 GW de capacidad en este segmento de impulso a las energías renovables en Argentina. 

Por otro lado, dentro del grupo de empresas con proyectos en operación, se destacan Parque Eólico Arauco (60 MW con las etapas II, III y IV de su central homónima), Grupo Neuss (Cura Brochero – 25 MW), EFESA (Parque de los Llanos – 20 MW) y Diaser (P.S. La Cumbre II – 19 MW).

A lo que se debe añadir que también hay otros proyectos con menor capacidad ganada en el MATER que fueron habilitados, entre los que se encuentran aquellos de LEDLar (Chepes – 8 MW), Latinoamericana de Energía (Tamberías y Los Diaguitas – 4,5 MW), Sidersa (Ullum Solargen 2 – 7 MW), Tassaroli (Helios Santa Rosa – 5,2 MW), FECOCUYO (El Marcado – 5 MW), Generadora Solar Santa Rosa (Solar de Los Andes – 5 MW) y EPSE San Juan (Anchipurac – 3 MW). 

Mientras que las firmas CAPEX (La Salvación – 20 MW), Central Puerto (San Carlos – 10 MW), Energía del Futuro SA (Olongasta – 90 MW), SolarDQD (desarrolladora y EPCista para los PS Quitilipi y Tres Isletas – 35 MW) y TotalEnergies (le adquirió el PS Amanecer IV a Eternum – 10 MW), aún operan comercialmente. 

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Fox ESS, fabricante de soluciones de almacenamiento de energía e inversores, es una empresa joven fundada en 2019 que ha logrado posicionarse rápidamente en el sector fotovoltaico por la competitividad de sus productos, gracias al sólido respaldo de Tsingshan Group, el mayor productor mundial de acero inoxidable y níquel.

Jorge Visoso, gerente de ventas para Latinoamérica de Fox ESS, explicó en el marco de una entrevista audiovisual con Energía Estratégica que esta relación les permite participar en eslabones clave de la cadena de suministro de la industria fotovoltaica, desde la extracción de materias primas, hasta la producción de baterías e inversores solares.

Este nivel de integración les otorga una ventaja competitiva en términos de costo y calidad, asegurando productos altamente confiables que están adaptando a las necesidades específicas de cada país. Al respecto, Jorge Visoso destacó que esta estrategia convierte a Fox ESS en un jugador “muy especial” dentro de la industria que ya aporta soluciones específicas en América Latina.

El compromiso de Fox ESS con esta región se refleja en su expansión y sólida presencia en Brasil, donde la empresa vende aproximadamente 1 GW al año y ha ganado reconocimientos como Top Brand. Este mercado, según Visoso, es crucial para la compañía debido a su tamaño, por lo que anticipó que ya están trabajando en generar asociaciones con distribuidores locales de renombre.

Pero el alcance de esta empresa no se limita solo al gigante brasileño. El gerente de ventas para Latinoamérica de la empresa reveló que la empresa también está teniendo un crecimiento sostenido en mercados como Colombia, Ecuador y Perú, además de algunas plazas estratégicas de Centroamérica. A nivel continental, incluso en Estados Unidos, donde las regulaciones son sumamente estrictas, Fox ESS ha logrado posicionarse como un proveedor confiable de inversores y sistemas de almacenamiento de energía.

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Innovación en productos adaptados a la región

Fox ESS se esfuerza por adaptar sus tecnologías a las necesidades de mercados latinoamericanos. Es así que entre los inversores residenciales, que son uno de los productos más demandados en la región, incorporó un inversor trifásico de 15~30kW con una salida de voltaje a 220 V/240 V «óptimo para la región».

Además, este fabricante ha lanzado recientemente una solución todo en uno denominada G-MAX. Este producto está dirigido principalmente a instalaciones comerciales e industriales, con una capacidad de almacenamiento de 200 kWh y una potencia de 100 kW, lo que lo convierte en una alternativa interesante para grandes proyectos en estas latitudes.

El futuro del almacenamiento de energía en América Latina

El compromiso de Fox ESS con el almacenamiento de energía va más allá de sus productos actuales. Según su gerente de ventas para Latinoamérica, la empresa considera que el futuro de la industria fotovoltaica está estrechamente ligado al desarrollo de sistemas de almacenamiento. En este sentido, Fox ESS está bien posicionada, no solo por sus baterías de litio fabricadas con materias primas de alta calidad, sino también por su enfoque en productos que se alineen con las crecientes demandas de almacenamiento.

Visoso enfatizó que la visión de la empresa se centra en ofrecer soluciones que acompañen el crecimiento del mercado fotovoltaico de manera sostenible, impulsando la adopción de sistemas de almacenamiento en toda la región. Este enfoque refleja un compromiso profundo con el desarrollo energético de América Latina y su transición hacia fuentes de energía más limpias y eficientes.

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Anticipando los desafíos del próximo verano y los efectos del cambio climático, la Empresa de Generación Eléctrica S.A. (EGESA) realizó este fin de semana mantenimiento en las líneas de transmisión, transformadores y circuitos eléctricos de la Planta Solar Sarigua.

Estas acciones son esenciales para garantizar el óptimo funcionamiento de la Planta Estatal y asegurar una inyección constante de energía limpia durante los próximos meses.

Desde el 1 de julio, se han llevado a cabo labores para rescatar la Planta Solar Sarigua, que se encontraba en mal estado tras varios años de deterioro.

Con una capacidad instalada de 2,4 MW, la planta aporta a la producción de energía renovable para Panamá, aunque su rendimiento se había visto afectado por la falta de mantenimiento.

Vicente Prescott, Gerente de EGESA, afirmó: “Hemos trabajado intensamente para restaurar Sarigua. Este mantenimiento garantiza que la planta funcione a su máximo rendimiento, proporcionando energía limpia y estable, en un contexto de desafíos climáticos”.

La Planta Solar Sarigua aporta hasta un 30% del consumo eléctrico anual del Distrito de Parita, y su rehabilitación subraya el compromiso del gobierno con una matriz energética más sostenible.

El Secretario de Energía, Juan Urriola, en declaraciones pasadas destacó la necesidad de reactivar a EGESA, que en los últimos años había quedado relegada en el mercado. Urriola mencionó que uno de los primeros pasos es devolverle su protagonismo en la generación de energía, especialmente en tecnologías como la solar, «Lo que pasa es que a esa empresa la metimos en un clóset y le apagamos la luz. Ahora estamos volviendo a encenderla para que juegue su rol en el mercado».

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La sede central de El Grupo Los Nacientes se encuentra ubicada en San Carlos. Esta empresa familiar de capital 100% costarricense optó en el 2022 por ratificar su compromiso en el uso y aprovechamiento de la energía renovable al iniciar una secuencia de instalaciones fotovoltaicas que hoy les permite ahorrar hasta un 20% de su factura eléctrica.

“El Grupo Los Nacientes actualmente cuenta con 794 paneles solares instalados estratégicamente en cuatro de sus ubicaciones, en dos de ellas como Generador Distribuido con entrega de excedentes, con capacidad de producir hasta el 54% del consumo de energía y en las otras dos ubicaciones como Generador Distribuido en operación sin entrega de excedentes a la red.

Este proyecto provoca una reducción de consumo desde la red pública de 553,203 kWh por año, lo que equivale al consumo anual de energía de 230 hogares costarricenses promedio”, comentó Kenneth Solano, Gerente de Ingeniería de Avolta Energy.

La compañía cuenta con 39 años en el mercado nacional y está conformada por cuatro empresas que hacen un encadenamiento agroindustrial desde el establecimiento hasta la venta de productos maderables y productos de piña, aguacate y bioinsumos para una producción agrícola sin pesticidas

“Para el Grupo el incursionar con energías amigables con el ambiente no solo significa un ahorro en la factura eléctrica, sino también sentirnos orgullosos que desde sus inicios la compañía se ha caracterizado por trabajar bajo principios y criterios de sostenibilidad mundialmente aceptados.

Estas plantas solares permiten mitigar alrededor de 50 toneladas de dióxido de carbono al año, por lo cual son proyectos autosostenibles ya que por medio del ahorro generado se cubren los costos financieros asociados permitiendo recuperar las inversiones en un periodo promedio 4.9 años”, acotó Emilio Salas, Gerente Financiero, del Grupo Los Nacientes.

El Grupo es propietario de más de 10.000 hectáreas, en el norte del país, donde las áreas de repastos adquiridas fueron reforestadas y cultivadas con productos agrícolas con muy baja carga química, por lo que, más del 50% del terreno se conserva en bosques y humedales.

“Las fincas son manejadas como una unidad productiva en la que el cuidado por el ambiente, la producción, los trabajadores y las comunidades, son parte integral de un ecosistema productivo sostenible que une bosques, humedales, plantaciones forestales y el cultivo de piña” agregó Salas.

Aprovechar el potencial energético de Costa Rica

Asimismo, José Pablo Portilla, Corporate Key Account Manager de Avolta Energy añadió que, este año, la generación térmica —alimentada por combustibles fósiles— ha alcanzado su nivel más alto en 14 años, afectando no solo el ambiente, sino también los costos energéticos para todos los costarricenses. Mientras tanto, el llamado «impuesto al sol» sigue desincentivando la inversión en energía solar, impidiendo que pequeños y medianos consumidores puedan aportar a la estabilidad energética del país.

“En lugar de dificultar la generación distribuida, deberíamos estar fomentando un modelo que promueva el autoconsumo solar, aprovechando al máximo nuestros recursos naturales” concluyó Portilla.

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La Gira FES 2025 ya está en marcha, y con ella nuevas oportunidades y destinos para continuar fortaleciendo el sector energético en Latinoamérica y Europa.

En esta próxima edición, la plataforma Future Energy Summit (FES), organizada por Energía Estratégica e Invest in Latam, extiende su alcance sumando a Perú como una de las paradas clave de su recorrido anual.

Esta inclusión marca un paso importante en la expansión de la red de networking y colaboración entre empresas, líderes y expertos del sector renovable.

Con la incorporación de Perú, la Gira FES sigue consolidándose como un espacio fundamental para debatir, planificar y liderar la transición energética en la región.

Este evento es una oportunidad única para que los principales actores de la industria se conecten, intercambien experiencias y fortalezcan alianzas que contribuirán a transformar el futuro energético.

En cada destino, se esperan más de 500 participantes, con una agenda diseñada especialmente para abordar los desafíos y tendencias más relevantes en la transición energética. El contenido, curado por periodistas especializados, será complementado por espacios dedicados al networking de alto nivel.

Perú, un país con un alto potencial en el desarrollo de energías renovables, se convierte en un destino estratégico para la Gira FES 2025, respondiendo a las crecientes demandas y necesidades del sector energético en la región. Empresas de todo el mundo podrán explorar nuevas oportunidades de negocio, al mismo tiempo que se fomenta el crecimiento sostenible y las energías limpias en el país.

Fechas clave de la Gira FES 2025:

26-27 de febrero: FES Argentina
10 de marzo: FES México
2-3 de abril: FES Caribe
26 de junio: FES Iberia
Septiembre: FES Perú más información aquí
29-30 de octubre: FES Colombia
19-20 de noviembre: FES Chile
Brazil Future Energy Virtual Summit

¿Te gustaría que tu empresa forme parte de la Gira FES 2025?

Este es el momento perfecto para convertirte en partner y asegurar un lugar exclusivo de colaboración y visibilidad en el evento más influyente del sector energético.

Más de 500 partners ya confían en la red de networking y marketing que FES ha construido, con la presencia de CEOs y ejecutivos de primer nivel de las principales empresas del sector. No pierdas la oportunidad de ser parte del cambio y liderar el futuro energético en conjunto con los principales actores de la industria.

Conviértete en partner y accede a oportunidades exclusivas de colaboración aquí: Future Energy Summit

Sigue la conversación en redes sociales con el hashtag #GiraFES, y mantente al tanto de las últimas novedades sobre la transición energética en América Latina y Europa.

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La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) lleva asignados 48 proyectos eólicos que suman 3624,15 MW de capacidad con prioridad de despacho en el Mercado a Término (MATER) desde el 2017 hasta el segundo trimestre del presente año (1612,88 MW operativos y 2011,27 MW que aún no). 

Energía Estratégica realizó un relevamiento sectorial a partir de información de CAMMESA y pudo averiguar que, entre las 24 razones sociales que figuran entre los parques eólicos ganadores, en realidad hay 10 empresas promotoras, ya sea porque los desarrollaron, adquirieron, construyen o generan energía renovable: ABO Energy, AES Argentina, Aluar, Central Puerto, Genneia, Pampa Energía, PCR, Techint, WindSol e YPF Luz. 

ABO Energy, desarrolladora alemana anteriormente conocida como ABO Wind, compitió en varios de los últimos llamados del MATER, aunque vendió la mayoría de los proyectos en los que logró prioridad de despacho, entre ellos los parques solares Las Lomas, Armonía y Energías Renovables del Manantial). 

Ante ello, actualmente sólo tiene prioridad de despacho para sus centrales eólicas Boreas del Norte (92,4 MW en el corredor Centro – Cuyo – NOA) y Energía Pura (300 MW + obra de transmisión), aunque no sorprendería que siga la misma estrategia que hasta el momento y finalmente venda dichos proyectos. 

AES Argentina, ya cuenta con dos plantas eólicas operativas asignadas al MATER (Vientos Bonaerenses I y Vientos Neuquinos I), las cuales suman 120,43 MW de capacidad; a la par que tendrá prioridad de despacho para las ampliaciones del PE Vientos Bonaerenses (de 99 MW a 153 MW), por tanto una vez concrete esas facetas alcanzará 169,93 MW adjudicados en el Mercado a Término. 

Aluar, uno de los mayores productores de aluminio del país, fue una de las pioneras en el MATER ya que resultó ganadora de 68,4 MW en el primer trimestre del 2018 para la primera fase del parque eólico homónimo. 

Y cabe recordar que la compañía ya avanza por la Etapa V del proyecto con una inversión cercana a los USD 400.000.000 para totalizar 582 MW de potencia dedicada al autoconsumo industrial, y se espera que esa capacidad la alcance en septiembre del 2026. 

Central Puerto fue otra de las pioneras en participar del Mercado a Término, dado que los cuatro emprendimientos eólicos designados datan del último cuatrimestre del 2017 y del primero del 2018: Olivos (22,8 MW), La Castellana II (15,2 MW), Manque (57 MW) y La Genoveva II (41,8 MW), sumando así 136,8 MW de prioridad de despacho. 

Asimismo, Central Puerto analiza alternativas de inversión que tengan como objetivo elevar su desempeño en el mercado renovable. Por lo que seguramente será cuestión de tiempo para ver si nuevamente activa en el MATER o si opta por otro mecanismo para acrecentar su market share. 

Genneia, por su parte, fue la primera compañía en superar los 1000 MW renovables en operación en el país y tal como anticipó Energía Estratégica, es la que posee mayor participación en el MATER (ver nota – agregar link cuando esté publicada la nota “MATER: Las empresas detrás de los casi 2500 MW renovables en operación comercial»).  

Dentro de esa ecuación, la eólica ocupa un papel relevante ya que posee 6 parques en operación por 202,2 MW y otros 6 en distintos grados de avance por 727,87 MW, totalizando 930,07 MW confirmados con prioridad para abastecer a grandes usuarios, incluyendo la ampliación de capacidad de la estación transformadora Puelches 500/132 kV y del reemplazo del autotransformador 500 kV 100 MVA a 150 MVA en la ET Choele Choel. 

Pampa Energía, una de las empresas integradas de energía más importantes de Argentina, ocupa 317,7 MW eólicos de prioridad en el MATER gracias a 4 centrales ubicadas en la provincia de Buenos Aires (PE Pampa II, III, IV y VI). 

Incluso, recientemente inauguró el PE Pampa Energía VI, que cuenta con una potencia instalada de 140 MW, equivalentes al consumo aproximado de 200 mil hogares y que representó una inversión cercana a los 260 millones de dólares.

PCR es otro de los grandes nombres que también tiene 4 plantas eólicas operativas (223,2 MW) bajo este mecanismo (una de ellas inauguradas recientemente), pero su pipeline dentro está próximo a crecer gracias a 5 proyectos en construcción que oscilan los 550 MW de capacidad. 

Ello también incluye la repotenciación de los capacitores serie en la ET Olavarría de la línea de alta tensión 500 kV ET Olavarría – ABASTO más la ampliación de la ET 500 kV Bahía Blanca, a tal punto que fue la primera empresa en lograr la adjudicación con una obra de transmisión asociada bajo el MATER 360. 

Techint adquirió tres centrales desarrolladas por Eoliasur y hoy en día cuenta con el PE De la Buena Ventura (103,2 MW) operativo, pero dos que aún no obtuvieron la habilitación comercial: PE La Rinconada (91,5 MW) y Vientos Olavarría (99 MW). 

Mientras que la WindSolm, empresa que desarrolla y presta consultoría para gestión energética e ingeniería de proyectos, ganó con el PE Vientos del Atlántico en la ronda correspondiente al tercer trimestre del 2023 y tiene a disposición 70 MW (aún sin habilitación comercial). 

YPF Luz, la unidad de negocios de la semi-estatal YPF para la generación de energía eléctrica, cierra esta extensa lista con 7 parques que alcanzan 471,95 MW de potencia asignada. 

Seis de ellos (440,95 MW) ya inyectan energía renovable al Sistema Argentino de Interconexión y sólo el PE Cementos de Avellaneda, también conocido como CASA YPF Luz, todavía no lo hace, pero ya está confirmado que el proyecto se emplazará en la localidad de Olavarría y tendrá 31 MW dedicados al mercado entre privados. 

La entrada El estado de situación de todos los proyectos eólicos en el MATER: ¿Cuáles son los promotores que están detrás? se publicó primero en Energía Estratégica.

La licitación de corto plazo lanzada por la Secretaría Nacional de Energía de Panamá durante este mes de octubre ha sido recibida como una buena noticia por generadores, que ven en ella un respiro para localizar potencia y energía en entre 2025 y 2030.

Sin embargo, pese a la oportunidad que representa, también deja un manto de incertidumbre no sólo respecto al suministro de los próximos años sino en la actualidad a cómo fomentar la competitividad y lograr mejores precios.

Luis Cuevas, Project Manager de Rea Solar Panamá, subrayó que todavía hay desafíos importantes. Una de las críticas que plantea Cuevas es la falta de incentivos para la adopción de tecnologías nuevas que garanticen competitividad a largo plazo.

La licitación actual está limitada principalmente a plantas existentes o en etapas avanzadas de desarrollo, lo que, en su opinión, deja fuera la oportunidad de integrar soluciones que refuercen la matriz energética del país de una manera sostenible.

«No tiene el incentivo de nuevas tecnologías como la batería, tampoco el incentivo de reforzar una matriz energética con nuevos proyectos renovables, porque solamente son para plantas existentes o ya avanzadas», cuestionó.

Siguiendo su análisis, al fijar precios máximos que condicionan el proceso de selección se afecta la competitividad que puede lograr el mercado, generando una situación que recuerda a la oferta virtual de licitaciones anteriores en las que no se lograban cubrir todos los requerimientos de potencia y energía.

«La evidencia de las licitaciones de corto plazo anteriores con la oferta virtual ha sido que no se ha llenado el requerimiento; con esta corto plazo ahora sin oferta virtual, pero con precios topes, creo que va por el mismo el mismo destino. No estoy tan seguro de que haya alguna ventaja ahora sabiendo el valor, porque la oferta virtual era un precio tope que desconocíamos, ahora ese mismo precio tope ya lo sabemos. Entonces no creo que cumpla la función objetivo que se busca, que es lograr la mejor competitividad de precios», reflexionó.

Alivio para los generadores

Pese a las críticas, Luis Cuevas reconoce que la licitación de corto plazo puede proporcionar algo de «aire» a los generadores al permitirles maximizar sus ingresos, especialmente en un contexto donde otras opciones, como el mercado de gran cliente y el mercado regional, están limitadas.

«Puede que sea una válvula de aire para los generadores en cuanto a maximizar sus ofertas de energía», reflexionó, aunque sin estar convencido de que este proceso sea la solución adecuada para la competitividad a largo plazo.

El impacto de la planta Gatún también es un factor clave en la ecuación. Siguiendo el análisis brindado por el referente consultado, la planta de gas deprimirá el Costo Marginal del Sistema (CMS), proyectado en 52 US$/MWh hasta 2026, una cifra significativamente inferior a los precios contemplados en la licitación de corto plazo, que oscilarían entre 60 y 80 US$/MWh.

Un camino cuesta arriba hacia el 2030

En julio de este año 2024, la Secretaría Nacional de Energía suspendió el acto que prometía la contratación de 500 MW de energía renovable y almacenamiento.

«Eran más de 100 empresas las que estaban interesadas», señaló Luis Cuevas, resaltando la magnitud de la oportunidad perdida.

Con varios contratos de las distribuidoras venciendo en el año 2030, la necesidad de una nueva licitación de largo plazo es inminente.

«Muchos proyectos se apalancan con estos PPA a largo plazo», explicó Cuevas.

En su opinión, sería preciso convocar a un nuevo proceso durante 2025 que esté más planificado y que promueva la competencia entre energías renovables para lograr los mejores precios del mercado.

«Esperamos que sea similar a la que se canceló, pero mucho más organizada», confió el Project Manager de Rea Solar Panamá.

La entrada Opinión: La licitación de corto plazo en Panamá es un alivio temporal sin incentivos para el futuro se publicó primero en Energía Estratégica.

La semana pasada, la empresa estatal Pampetrol SAPEM lanzó una nueva licitación para la construcción de un parque solar de 15 MW en la ciudad de General Pico, provincia de La Pampa, con el objetivo de reforzar el suministro de energía limpia en la región. 

La licitación contempla que la compañía del sector privado suscriba una unión transitoria junto a Pampetrol, mientras que la modalidad del proyecto será full EPC – llave en mano -, mientras que el contrato de abastecimiento será celebrado con la Administración Provincial de Energía de La Pampa (APELP) por un plazo de 15 años desde la habilitación comercial del proyecto. 

Bajo ese contexto, Energía Estratégica dialogó con María de los Ángeles Roveda, presidenta de Pampetrol, y Matías Toso, secretario de Energía y Minería de La Pampa, quienes brindaron más detalles sobre la importancia y otras particularidades de la convocatoria. 

– ¿Qué importancia tiene para Pampetrol avanzar con una licitación de esta índole?

Roveda: Seguir siendo el brazo ejecutor de la política energética pampeana, para diversificar la matriz de la provincia, de manera planificada, con soluciones de abastecimiento locales, pensando en pampeanos que apuestan al desarrollo productivo, a la radicación de más industrias, capacitar recursos humanos locales y transformar la Provincia.

Toso: El Gobernador Sergio Ziliotto ha instruido a todas las áreas de gobierno a trabajar en mejorar permanentemente las condiciones de borde para el desarrollo de la industria y mejorar la calidad de vida de la ciudadanía pampeana, desde la empresa de energía hacemos nuestro aporte a ese objetivo que nos trasciende. 

¿Cuáles son los diferenciales con respecto a los llamados hace tiempo anunciaron tiempo para Medanito Sur y Victorica?

Roveda: En Medanito Sur el objeto era licitar la exploración, explotación, desarrollo, transporte y comercialización de hidrocarburos, pero dentro de las variables el oferente debía presentar un proyecto de generación renovable en su etapa de ingeniería básica, con un cronograma de inversión y ejecución, y la planta fotovoltaica debía ser entregada llave en mano a Pampetrol quien iba a ser titular de la misma y comercializar la energía generada en el sistema eléctrico. 

También estaba la característica que si se ofrecía una inversión por encima de la inversión mínima mencionada, el adjudicatario se podía asociar con Pampetrol hasta en un 50% en la generación y venta de energía. 

Lo novedoso de esa licitación es que implicaba una verdadera reconversión energética, ya que a través del aprovechamiento de la renta hidrocarburífera se apalancaban proyectos de generación de energía renovable. Mientras que para Victorica se trabajó con otro esquema, donde se convocó una licitación sólo para la construcción del parque fotovoltaico de 7 MW de potencia. 

Pero en esta oportunidad Pampetrol contrata un full EPC, diseñado a la medida de la zona a fin de resolver problemas de abastecimiento en épocas estivales, mejorar la calidad del servicio y aumentar la oferta energética disponible para el consumo residencial e industrial. 

Toso: En esta oportunidad, los recursos fueron 100% públicos y provenientes de la renta hidrocarburífera. La importancia que tiene este proyecto, hoy ya convertido en una central fotovoltaica, es que puso en marcha un círculo virtuoso a partir del cual una empresa pampeana, genera energía para venderla a la distribuidora local (APELP), quien opera el sistema y distribuye esa energía a las cooperativas. 

Asimismo, las vas variables a licitar son tres: 

El costo total EPC en los términos y condiciones estipuladas con más la operación y mantenimiento por el plazo de doce meses desde la habilitación comercial del PSFV. 
El precio fijo para el período inicial (primeros 5 años) de venta de energía a la APELP (considerando que, a partir del sexto año, el precio estabilizado de la energía tendrá un tope del 30% por encima del precio fijo ofertado inicialmente)
Distribución de resultados, por la que el adjudicatario podrá incrementar su participación en la unión transitoria por la venta de energía en tantos puntos porcentuales como reducción porcentual en el precio fijo que haya ofertado en relación al valor máximo, con un mínimo equivalente a su aporte de 80% y 90%.  

– ¿Qué expectativa tienen con la licitación?

Toso: La expectativa es mucha porque estamos buscando una sinergia entre el sector privado y público para construir en conjunto.  Desde el gobierno de la Provincia de La Pampa se concibe a la cuestión energética como materia estructural donde el Estado esté presente en su rol planificador para asegurar que el sistema vaya en dirección a potenciar la industria y un agregado de valor que genere empleo genuino, privado y de calidad. 

Roveda: Es proponer al sector privado reglas claras del juego para que junto con Pampetrol se pueda generar energía en La Pampa, y lograr que los precios de la energía en la provincia tiendan a la baja, en un contexto donde la energía es cada vez más cara. Además de seguir apostando a la generación renovable como una alternativa para brindar soluciones de abastecimiento que permitan la estabilidad del sistema eléctrico de todo el norte provincial y que sea un motor para permitir el desarrollo de industrias de escala.

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En las próximas semanas, entrará en funcionamiento el primer sistema de almacenamiento de energía solar en Colombia con baterías de litio, hierro y fosfato (LFP), lo cual marca un hito en el proceso de transición energética que impulsa Celsia. 

Ahora se podrá contar con energía limpia y renovable en la noche, cuando por la ausencia de sol, las plantas de este tipo no pueden generar energía. 

Este sistema, con una capacidad de 2 MWh, funcionará en la granja Celsia Solar Palmira 2, convirtiéndose en el primer proyecto de energía renovable no convencional del país dotado con almacenamiento, que acumula la energía excedente para entregársela al usuario final de la granja o al Sistema Interconectado Nacional, SIN, en las horas de la noche. 

“Esto es un sueño hecho realidad: Los equipos de innovación y de negocios de Celsia venían experimentando con diferentes tecnologías desde hace años, para hacer realidad los sistemas de almacenamiento, pues con ellos superamos el problema de la intermitencia de la planta solar. Ahora podemos duplicar la capacidad de generación de las plantas fotovoltaicas que ya tenemos en operación, y las que vienen. Esta combinación de paneles solares más baterías logra suplir hasta el 50% de energía en algunas empresas. Esta innovación nos permite seguir avanzando en diversificar nuestra matriz energética que requiere reducir la dependencia de la generación hídrica, tan supeditada a los fenómenos climáticos como El Niño y continuar innovando para nuestros clientes”, explicó Ricardo Sierra, líder de Celsia.

Beneficios del almacenamiento con baterías  

Este tipo de sistemas de almacenamiento podría multiplicar la oferta de energía sin tener que construir nuevas redes.  
Las baterías permiten instalar mayores capacidades de granjas solares y almacenar parte de la energía para no saturar la red durante el día y luego inyectarla al sistema o a los clientes en la noche.  
Optimiza el autoconsumo y reduce la dependencia de la red, generando ahorros a largo plazo.  
Hace la energía solar más gestionable mejorando la flexibilidad, calidad y control.  
Permite desplazar la curva de generación a horas nocturnas, donde hay mayor generación de las plantas con combustibles fósiles, permitiendo mayor generación de los proyectos de energía renovable no convencional.  
Puede actuar como respaldo ante cortes de energía de la red asegurando el servicio por un periodo de tiempo.  
Puede ofrecer servicios complementarios a la red para aportar a la estabilización de frecuencia y voltaje.  
Estos sistemas se pueden instalar en tiempos similares a los proyectos de energía solar. 

¿Cómo es el sistema de almacenamiento de energía?

Este sistema de almacenamiento, bajo la tecnología BESS (Battery Energy Storage System, por sus siglas en inglés) está alojado en un contenedor de 20 pies de ancho con un peso de 28 toneladas en donde cada contenedor aloja más de 120 packs de batería. 

Este es un sistema autónomo y cuenta con un gestor de control que opera de manera automática, sistemas de monitoreo para garantizar la seguridad operacional del equipo y de mitigación para cualquier tipo de emergencias. 

Las baterías son de litio, hierro y fosfato (LFP), y de acuerdo con su uso podrían tener una vida útil de 15 a 20 años. Ya en Colombia se avanza en soluciones innovadoras para su reuso y reciclaje, cuando terminen su vida útil. 

Sobre Celsia Solar Palmira 2  

Capacidad: 9,9 MW  
Número total de paneles solares: 23.610  
Capacidad del sistema de almacenamiento con baterías: 1 MW/2MWh con acople AC.  
Tiene un montaje tipo techo de los módulos o paneles, lo que permite incrementar la potencia DC en un 5% respecto a la ubicación convencional.  
Esta es la granja solar # 20 de Celsia en Colombia.  
Con esta granja, la compañía alcanza los 352 MWp de capacidad en energía solar. 

La entrada Celsia innova al poner en operación el primer sistema de baterías conectado a una granja de energía solar se publicó primero en Energía Estratégica.

Ecopetrol ha puesto en marcha la Granja Solar La Cira Infantas con 56.19 MWp de potencia instalada, lo que permitirá la autogeneración de energía para las operaciones de producción del Campo La Cira Infantas. La Granja Solar fue construida a través de un contrato EPC por Ventus, como ejecutor y aliado de Ecopetrol, en el marco de un proyecto que ha dinamizado la economía del corregimiento El Centro y de Barrancabermeja de forma inclusiva. En particular, se destaca la formación de cientos de mujeres y hombres de la zona en tecnología solar fotovoltaica, en el contexto de la transición energética de Colombia.

La Granja Solar La Cira Infantas cuenta con más de 84,900 paneles instalados en un predio de 53 hectáreas (equivalente a unos 49 campos de fútbol profesionales). En el proyecto han trabajado casi 380 colaboradores, entre personal de Ventus y subcontratados, durante su construcción y puesta en marcha. A la fecha, es la Granja Solar de mayor tamaño construido bajo un esquema EPC para Ecopetrol, que, además de contribuir a la descarbonización de la matriz eléctrica para sus operaciones, ha generado un impacto significativo en la comunidad, con la contratación de más del 92% del personal proveniente del territorio santandereano.

Asimismo, el plan regional de entorno, definido por Ecopetrol y Ventus para la ejecución del EPC, incluyó la contratación de proveedores locales por más de 20 mil millones de pesos colombianos, lo que impulsó la economía de Barrancabermeja y el corregimiento El Centro, generando un efecto positivo en términos de crecimiento y desarrollo para la región y su gente.

En términos de inclusión, se destaca que el 20% del personal propio contratado para el EPC por Ventus fueron mujeres, de las cuales más de la mitad son madres cabeza de familia y el 4% trabajadores de primer empleo. En cuanto a la transferencia de conocimiento y formación del personal, se impartieron más de 8,120 horas de capacitación.

«Estamos felices de haber podido generar un aporte en la comunidad de Barrancabermeja, y en general en todo el departamento de Santander, a través de la capacitación y empleo en trabajos del futuro para jóvenes y mujeres, lo que les permitirá mejorar su calidad de vida de aquí en adelante», comentó Víctor Tamayo, director de Ventus en Colombia.

«Nos llena de orgullo haber concluido de forma satisfactoria este primer proyecto que construimos con Ecopetrol como cliente, y el aporte que realizamos desde ambas empresas para el desarrollo de las comunidades del país. Desde Ventus, hemos participado en más de un tercio de los MW solares de Colombia, y procuraremos seguir llevando nuestro ‘know-how’ para generar un futuro renovable para todos, comprometidos con nuestra visión de -Nos importa el futuro», concluyó Tamayo.

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El Mercado a Término (MATER) sigue consolidándose como uno de los principales drivers de crecimiento para las energías renovables Argentina, a tal punto que la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) ya asignó poco más de 6000 MW en 126 solicitudes de prioridad de despacho desde la implementación de este mecanismo en el año 2017.. 

Bajo ese contexto, Energía Estratégica realizó un relevamiento sectorial a partir de información de CAMMESA y determinó que 17 empresas operan 54 proyectos dentro del MATER, sumando al SADI aproximadamente 2460 MW de capacidad total asignada.

La particularidad es que, en las distintas convocatorias del MATER, diversas empresas se presentaron con nombres fantasía o de sus subsidiarias, por lo que este portal de noticias trae un resumen de las principales generadoras que hoy en día están detrás de los casi 2500 MW renovables en operación comercial destinados al mercado entre privados.

Tal es así que empresas como AES Argentina, Pampa Energía, Central Puerto, YPF Luz, Genneia, 360Energy y MSU Green Energy juegan un papel importante en el camino de la transición energética del país hacia energías más limpias y competitivas, acaparando varias de las solicitudes. 

Genneia, primera compañía en superar los 1000 MW renovables en operación en el país, se destaca como la compañía con mayor participación en el Mercado a Término gracias a los 12 parques (6 eólicos y 6 solares) que controla, que suman 605,2 MW de capacidad asignada con prioridad de despacho (202,2 MW EOL – 403 MW FV).

La unidad de negocios de la semi-estatal YPF para la generación de energía eléctrica, denominada YPF Luz, sigue en la lista de cantidad de proyectos con 7 centrales en operación que suman 540,95 MW instalados (6 eólicos por 440,95 MW y 1 fotovoltaico de 100 MW). 

El podio lo comparten entre cuatro generadoras que han tenido participación en variadas rondas del MATER y que, incluso, compitieron en convocatorias recientes:

360Energy posee 4 parques solares asignados con 107 MW de prioridad de despacho entre el 2021 y 2022
Central Puerto acumula 4 centrales eólicas por 136,8 MW de capacidad ganada entre 2017 y 2018
Pampa Energía fue adjudicada en 4 proyectos eólicos que totalizan por 317,7 MW, en su caso en llamados del 2017, 2018, 2021, 2022 y 2023
PCR hizo lo propio principalmente mediante su subsidiaria “Luz de Tres Picos”, con las que ganó 4 parques eólicos y 223,2 MW asignados con prioridad de despacho en los años 2021, 2022 y 2023

Mientras que AES Argentina y MSU Green Energy son las otras firmas que ya superaron la barrera de los 100 MW renovables en operación comercial dedicados al Mercado a Término (120,43 MW y 157,4 MW respectivamente con dos proyectos cada una); sumado a que poseen un abanico de proyectos en construcción con contratos PPA que también suministrarán a grandes usuarios en el futuro cercano. 

Demás está decir que la distribución de los proyectos a lo largo del territorio argentino responde a estrategias que buscan maximizar el aprovechamiento de los recursos disponibles, siendo la energía eólica y solar predominantes en los parques habilitados, sobre todo en las provincias de Buenos Aires, Chubut, Río Negro, La Rioja y San Juan.

Y esto ratifica al MATER como una oportunidad para continuar desarrollando proyectos renovables, atrayendo inversiones y generando empleo en las regiones donde estos se implementan; a la par que se aguardan por futuras licitaciones públicas y la resolución de los cuellos de botella de transmisión. 

Pero como bien se mencionó al principio, todavía resta que entre en operación comercial cerca de 4,6 GW de potencia renovable en un número similar de proyectos a los ya habilitados para inyectar energía al Sistema Argentino de Interconexión y, con ello, el Mercado Eléctrico Mayorista podría superar los 10000 MW verdes antes del 2030.

La entrada MATER: Las empresas detrás de los casi 2500 MW renovables en operación comercial se publicó primero en Energía Estratégica.

Guatemala se prepara para dar inicio a un nuevo proceso de licitación de infraestructura de transmisión eléctrica, según confirmó Erwin Barrios, director general de Energía del Ministerio de Energía y Minas, durante su participación en el panel “Licitaciones a Futuro, desafíos y oportunidades” organizado por la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER).

“Para que sea firme, todavía hay unos procesos administrativos de ajuste que estamos haciendo, pero no son de largo plazo. Estamos hablando de que el mes entrante, en noviembre, probablemente estaríamos lanzando los eventos formales al público”, declaró.

Esta licitación, que se desarrollará conforme a lo establecido en la Resolución CNEE-216-2024, tiene como objetivo aliviar las congestiones que afectan actualmente a la red y fortalecer la capacidad de transmisión del sistema eléctrico.

“El sistema de transmisión tiene varios puntos críticos porque no se tomaron las decisiones oportunas para hacer las obras en su momento, entonces hay varios puntos donde hay congestionamiento. Si le pusieran color a las redes, hace rato que tenían naranja y ahorita ya varios puntos están en rojo”, destacó la autoridad de gobierno, refiriéndose a la necesidad urgente de atender las limitaciones en infraestructura.

Erwin Barrios reconoció que, en el pasado, el avance de la infraestructura de transmisión enfrentó obstáculos no sólo por cuestiones sociales sino también por falta de coordinación entre organismos. Contemplando aquello, aseguró que el Ministerio ahora está comprometido a involucrarse activamente el progreso de los proyectos actuales y futuros.

“El Ministerio tiene poca capacidad de maniobra dentro de lo que es la propia legislación nacional. Sin embargo, tiene toda la voluntad política y tiene todas las posibilidades de gestionar ante las otras entidades del gobierno para hacer un acompañamiento a los próximos proyectos y a los actuales que estamos apoyando”, afirmó el funcionario. En este sentido, subrayó que se han iniciado diálogos con autoridades municipales en áreas clave como Chimaltenango y Antigua Guatemala para asegurar la viabilidad de las obras.

La Resolución CNEE-216-2024, publicada el 17 de septiembre de 2024, detalla las obras de infraestructura que se consideran urgentes y de ejecución obligatoria a partir del Plan de Expansión del Sistema de Transporte 2024-2054. Estas incluyen la construcción de subestaciones nuevas y líneas de transmisión que buscan garantizar la incorporación de nueva generación eléctrica al sistema. En detalle, estas son:

Subestación nueva Jalpatagua 230/138 kV y Línea de Transmisión nueva Pacífico – Jalpatagua 230 kV y seccionamiento de la Línea de Transmisión existente en 138 kV
Subestación nueva Petén Itzá 230/69 kV y Línea de Transmisión nueva Modesto Méndez – Petén Itzá 230 kV
Subestación nueva El Chal 69/34.5 kV y seccionamiento de la Línea de Transmisión existente
Subestación nueva lxbobó 69/34.5 kV y seccionamiento de la Línea de Transmisión existente
Subestación nueva Livingston 69/13.8 kV y Línea de Transmisión nueva Modesto Méndez- Livingston 69 kV
Subestación nueva Tierra Blanca 69/34.5 kV y seccionamiento de la Línea de Transmisión existente
Subestación nueva Rumor de los Encantos 69/34.5 kV, Subestación nueva Chitocán 69/34.5 kV, Línea de Transmisión nueva Chitocán – Rumor de los Encantos 69 kV y seccionamiento de la Línea de Transmisión existente
Subestación nueva Lanquín 69/34.5 kV y Línea de Transmisión nueva Oxec II – Lanquín 69 kV
Subestación nueva Chichipate 69/13.8 kV y seccionamiento de la Línea de Transmisión existente
Subestación nueva Génova 69/13.8 kV de 10/14 MVA y seccionamiento de la Línea de Transmisión existente
Subestación nueva Tecojate 69/13.8 kV y Línea de Transmisión nueva Acacias – Tecojate 69 kv
Subestación nueva Concepción Tutuapa 69/13.8 kV y Línea de Transmisión nueva Tacaná – Concepción Tutuapa 69 KV

Estas obras son parte de un esfuerzo integral para expandir la capacidad de transmisión y mejorar la confiabilidad del sistema eléctrico guatemalteco, especialmente en áreas que deberán conectar la oferta con la demanda de energía.

La participación del sector privado en este proceso será clave, dado que la mayoría de las obras incluidas en el Plan de Expansión del Sistema de Transporte requieren una inversión considerable.

De parte del Ministerio de Energía y Minas, ya hay señales claras y acciones iniciales encaminadas a poder acompañar a los inversionistas.

“Sabemos que hay una situación crítica y estamos en la jugada para que esto cambie para adelante”, concluyó Erwin Barrios, director general de Energía.

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La Asociación Uruguaya de Generadores Privados de Energía Eléctrica (AUGPEE) criticó la falta de oportunidades para el desarrollo del mercado libre de energía en el país y apuntó contra una serie de barreras que limitan el intercambio entre generadores privados y usuarios del sistema.

“La empresa pública (UTE) abusó de su posición dominante, no se le exigió que demostrara sus tres unidades de negocio y, por ende, el mercado libre es prácticamente inexistente dado que entre el 0,2% al 0,5% se consiguió con contratos entre generadores y un consumidor libre (el primero fue realizado en 2023)”, sostuvo Oscar Ferreño, director de Relaciones Institucionales y Regulación en Ventus, en representación de AUGPEE durante un evento organizado por la Asociación Iberoamericana de Comercialización de Energía (AICE).

“De hecho, al no mostrar sus costos en todas las etapas, se desconoce si los peajes que se cobran en distribución o transmisión son los adecuados. De hecho, el regulador publica los peajes, pero si vamos a la baja tensión, resulta que el peaje se come todo el valor de la energía”, agregó.

Puntualmente, en 2023 se realizó una modificación del reglamento del mercado mayorista de energía eléctrica en Uruguay y se reconoció a las energías renovables como potencia firme, lo que posibilitó el avance del primer contrato PPA dedicado a la venta de energía entre privados del país

Sin embargo, la mala noticia es que ese mercado se acotó ya que se levantó el límite por el cual el consumidor podía acceder al mercado libre, pasando de 500 kW a 1500 kW de potencia contratada, lo que redujo el número de clientes que pueden acceder a elegir su proveedor de energía.

“Además, hay una barrera artificial colocada por la empresa, lo que significa que si un usuario va al mercado libre, le colocará una tarifa mayor que el valor de la energía total. Con ello es muy difícil que pueda progresar el mercado libre de energía en Uruguay”, complementó Ferreño.

De todos modos, la firma de ese  primer contrato PPA renovable entre privados partir genera altas expectativas para la continuidad de esas inversiones ante el aumento de la demanda anual previsto a para los próximos años, y en pos de disminuir el costo de las cuentas eléctricas y robustecer el sistema frente a eventos climáticos extremos.

Tengo la esperanza de que haya un aumento de demanda importante, asociado con las tecnologías de producción de hidrógeno verde, para lo cual Uruguay está muy bien posicionado. Sumado a que estamos tomando bastantes medidas en defensa de la competencia, en mostrar estudios sobre los costos reales de los peajes de transmisión y distribución, de abastecimiento de la demanda, e intentamos abrir el mercado” manifestó el director de Relaciones Institucionales y Regulación de Ventus.

“El problema de tener el mercado cerrado es que es poco eficiente. Para el Estado uruguayo, la empresa estatal de energía es una fuente de recursos muy importante. Aunque es cierto que, para fomentar la instalación de plantas de celulosa (primer producto de exportación de Uruguay), el Estado obligó a UTE a comprar excedentes de energía a un precio bastante elevado”, concluyó.

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El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile salió al cruce contra los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) por el margen existente entre entre el diferencial entre el precio estabilizado y el costo de desarrollo de ese tipo de proyectos. 

“Desde el 2020 hemos señalado que el precio estabilizado presenta distorsiones competitivas en el mercado, lo cual debe ser corregido porque no es consistente con lo establecido en la ley, que estableció estabilizar el costo marginal de la energía y orientado a aquellas plantas que no tenían contratos, manifestó Juan Carlos Olmedo, presidente del Consejo Directivo del CEN.

“Es decir que hoy en día, el precio estabilizado no se ajusta a lo que establece la ley”, insistió durante una de las sesiones de la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados en torno al proyecto de ley para ampliar los subsidios a las cuentas eléctricas de 4,7 millones de usuarios.

Cabe recordar que dicha iniciativa del Ministerio de Energía prevé que los PMGD financien a través 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. 

Y 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.

Además, desde el Coordinador Eléctrico Nacional de Chile alertaron que la estabilización del precio produce excedentes de inversiones y de oferta de generación, principalmente en los horarios solares, y que no necesariamente se frenará a partir de la entrada en vigencia del Decreto Supremo N°88. 

“Si bien el DS N° 244 ya fue reemplazado por el DS N° 88, igual en su período transitorio de 10 años veremos los efectos hasta el 2034. Ello se debe porque se reduce el precio de la energía, aumentan los costos sistémicos y de transmisión, y al bajar el costo marginal, esa banda produce que las centrales solares utilities vean un precio cero en el mercado y los PMGD vean entre USD 70-80 MWh”, apuntó Paulo Oyanedel, director de la Unidad de Monitoreo de la Competencia del CEN. 

“Seguirá sucediendo esta problemática, ya que si los PMGD ingresan con el DS 88, sólo recibirán un precio un poco menor en las compensaciones, de USD 20-40 MWh. Sumado a que, a pesar que el mercado PMGD es bastante desconcentrado, se está concentrando, dado que desde 2021 a la fecha, diez empresas tenían el 37% del market share y hoy en día tienen el 50%”, complementó. 

Por ende, desde la entidad que opera el Sistema Eléctrico Nacional señalaron la necesidad de evaluar los incentivos y mecanismos actuales para que estén “alineados” con la situación actual del país; aunque el hecho de que los PMGD subvencionen las tarifas implicase riesgos de default o que la propia continuidad de los subsidios comprometería la estabilidad del sector y elevará los costos energéticos en Chile o  de acuerdo a lo expresado por diferentes gremios del sector renovable del país. 

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Los próximos 29 y 30 de octubre, Bogotá será sede de la cuarta edición del Future Energy Summit (FES), un evento que ha ganado relevancia en el sector energético latinoamericano.

Organizado por Energía Estratégica e Invest in Latam, FES Colombia 2024 reunirá a más de 500 profesionales y líderes de la industria en el prestigioso JW Marriott Hotel (Calle 73 No. 8-60, Santa Ana). La cita no solo promete debates de alto nivel, sino también oportunidades únicas de networking en un espacio que busca facilitar la creación de alianzas estratégicas.

FES ha sido concebido como una plataforma clave para abordar los desafíos y oportunidades del sector energético en Colombia y América Latina. Durante dos días, ejecutivos y expertos discutirán temas centrales como la el mercado fotovoltaico, eólico y el almacenamiento de energía, además de los avances en la integración de energías renovables en la matriz energética colombiana.

ENTRADAS DISPONIBLES

Este evento es una oportunidad inigualable para profesionales y empresas del sector, con el objetivo de compartir conocimientos, fortalecer vínculos comerciales y explorar nuevas tendencias que están marcando el futuro energético de la región.

Participación de líderes del sector energético

Con más de 500 asistentes esperados y un programa que promete abordar temas cruciales para el futuro del sector energético, FES Colombia (se utilizará durante las dos jornadas el hashtag #FESColombia) se posiciona como el evento indispensable del año. No solo será un espacio para el intercambio de ideas y experiencias, sino también una plataforma para fortalecer las relaciones entre actores clave de la industria.

FES Colombia 2024 contará con la presencia de ejecutivos de primer nivel que lideran importantes iniciativas en la transición energética. Entre ellos, se destaca Héctor Nuñez, Director de North Latam para Sungrow, quien ha sido un actor clave en la expansión de soluciones de energía renovable en América Latina. Por su parte, María Urrea, Head of Sales en JA Solar para Colombia, traerá su experiencia en el desarrollo y promoción de tecnologías solares fotovoltaicas en el país, un mercado en constante crecimiento.

El Grupo Energía Bogotá, representado por Álvaro Villasante, Vicepresidente de Gestión de Negocios e Innovación, también estará presente, aportando la visión de una de las compañías más influyentes en la infraestructura energética de Colombia. Otro actor relevante será Juan Esteban Hernández, Country Manager para Colombia de EDF Renewables, quien hablará sobre las estrategias que la empresa francesa está implementando para consolidar su presencia en el sector de energías limpias.

Entre otros líderes que aportarán sus perspectivas y experiencias, se encuentran Olvia Malagón, Head North Latam en Arctech, quien ha liderado proyectos innovadores en soluciones solares a gran escala, y Gracia Candau, Country Manager de Atlántica Sustainable Infrastructure, una empresa con un fuerte enfoque en proyectos sostenibles.

ENTRADAS DISPONIBLES

Innovación y desarrollo empresarial en FES

El panel de ejecutivos también incluirá a Juan Camilo López Llano, CEO de Erco Energy, una compañía que ha estado a la vanguardia en el desarrollo de soluciones tecnológicas para la eficiencia energética. A él se sumarán figuras como Alberto García Feijoo, CEO & Founder de Fe Energy Group, una empresa emergente que está ganando terreno en el ámbito de las energías renovables, y Natalia García, CEO de Enermant, quien aportará su visión sobre cómo integrar innovación y sostenibilidad en el sector energético colombiano.

Por último, Carlos Javier Rodríguez, Country Manager de Enerfin en Colombia, aportará la experiencia de una de las empresas más importantes en el desarrollo de parques eólicos y otras fuentes renovables.

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La subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético de la Nación, Mariela Beljansky, confirmó que el gobierno todavía continúa trabajando en la actualización de la Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del H2, a fin de publicarla en el transcurso de las siguientes semanas. 

“La intención es poder tener lista y compartir la actualización durante noviembre”, aseguró durante una sesión de la Comisión de Energía y Combustibles de la Honorable Cámara de Diputados de la Nación. 

“El documento es un enorme punto de partida que fue considerado, tenía por detrás algunos supuestos en la potencialidad de las metas, pero es algo que se trabaja y se socializará para debatir. Por lo que esperamos que sea el próximo mes”, subrayó. 

Los dichos de la funcionaria le dan continuidad a lo expresado meses atrás por el secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, quién también ratificó que el Poder Ejecutivo prevé una nueva ley de hidrógeno vinculada a normas técnicas, esquemas de certificación y blending; aunque dicha normativa todavía no fue enviada al Congreso a pesar que estaba previsto que su ingreso fuera en septiembre. 

Pero a partir de la actualización de esta gestión, se busca la hoja de ruta de H2 de Argentina facilite la realización de operaciones bilaterales que permitan el matching de la demanda con la oferta en la compraventa de GNL e hidrógeno renovable mediante la celebración de contratos de largo plazo, además de canalizar financiamiento en inversiones en la materia y que la Unión Europea pueda comprometer fondos. 

Y cabe recordar que la actual Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno fue lanzada por la gestión gubernamental anterior, de modo que proyectó la instalación 30 GW de capacidad de electrólisis y 55 GW de renovables en el país, a la par de una producción doméstica total de, al menos, 5.000.000 toneladas anuales de H2 hacia el 2050, de los cuales hasta el 20% se destinará al mercado local y el 80% para exportación. 

“Hemos analizado 17 normativas técnicas de seguridad asociadas con las distintas etapas, como producción, almacenamiento, transporte, industrialización, entre otras. Entonces es imprescindible que exista una ley, veamos qué debe contener la misma, pero debe haber una autoridad de aplicación que defina y avance en la normativa técnica”, complementó Beljansky.

“Es necesario que exista regulación que defina claramente quién es la autoridad de aplicación, que podría ser la Secretaría de Energía. Pero la normativa técnica tiene más que ver con blending con gas natural, almacenamiento de la molécula, tener servidumbre de electroductos en el off-grid de proyectos de generación renovable”, insistió. 

Opiniones cruzadas sobre el RIGI

El Régimen de Incentivos a la Grandes Inversiones (RIGI) ha generado miradas contrapuestas en el sector del H2V desde su tratamiento en el Poder Legislativo y posterior aprobación, fundamentalmente por los montos de inversión, plazos de adhesión, el incentivo al desarrollo local e internacional y la adaptación de los grandes proyectos que se requerirían para producir hidrógeno verde.

La subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético de la Nación no fue ajena a dicho debate y  aseveró que “existe 100% de congruencia entre los proyectos de H2 bajo en emisiones y el RIGI”, a pesar que la discusión principal se da por las dudas de si ventana temporal de adhesión resulta suficiente o no para el desarrollo de ese tipo de centrales. 

“De gran parte de la inversión de proyectos de H2, aproximadamente el 65-75% es energía renovable y líneas de transmisión. Entonces, es un puntapié y el RIGI hace una burbuja a la inversión en Argentina. Cuando el hidrógeno se abarate, el punto de partida es tener energía renovable barata y para ello se requiere un país con la macroeconomía ordenada. El recurso eólico está, pero necesitamos tener una situación jurídica y macroeconómica que sea estable para que el financiamiento no sea tan caro”, apuntó.

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Los anuncios de licitaciones por parte de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) son vistos con buenos ojos en un sector que atraviesa un escenario complejo ante un déficit de potencia y energía importante, agravado por un problema de perdidas técnicas y no técnicas.

Empresarios de energías renovables están en vilo por el inicio del proceso que promete 1,500 MW de capacidad instalada a largo plazo, ya que autoridades han asegurado que la mayor parte a adjudicar sería para estas alternativas de generación limpias (ver más). Pero esto no sería todo.

El primer llamado para un proyecto de baterías también hizo que inversionistas vuelvan su mirada al mercado hondureño y estén atentos a que el próximo 23 de octubre del 2024 se anuncie a un ganador en el proceso denominado «Contratación para el estudio, diseño, suministro, instalación, pruebas y puesta en servicio de un sistema de almacenamiento de energía con batería conectado a la red (BESS) de una capacidad de 75 MW/300MWh, en la subestación Amarateca» (ver más).

Samir Siryi, exdirector ejecutivo de la Asociación Hondureña de Energía Renovable (AHER), celebró estas iniciativas, pero enfatizó la necesidad de brindar mayor certidumbre a los inversionistas, asegurando que “estos procesos de licitación son un avance importante, pero aún falta claridad para garantizar la seguridad jurídica y atraer capital extranjero”.

Desde la perspectiva del referente empresario, la licitación del primer proyecto de almacenamiento es un hito positivo que podría ayudar a mitigar las restricciones existentes en la red de transmisión y distribución del país. “Tenemos una infraestructura bastante endeble en transmisión y distribución, con grandes restricciones a nivel nacional. En la zona sur contamos con más de 500 MW de energía fotovoltaica, pero la línea de transmisión actual no permite transportar toda esa energía hacia la zona norte, donde se concentra la mayor demanda industrial”, explicó.

En ese sentido, el sistema de almacenamiento anunciado podría jugar un papel fundamental al almacenar el excedente de energía solar generado durante el día y permitir su inyección en horarios nocturnos, ayudando a estabilizar el suministro eléctrico mientras se concreta la construcción de una nueva línea de transmisión de 90 kilómetros, actualmente pendiente de aprobación en el Congreso.

No obstante, Siryi expresó inquietud sobre la regulación aplicable a estos sistemas: “No queda claro cómo estos equipos de almacenamiento van a operar dentro de la regulación actual. La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) aún debe terminar de desarrollar una normativa específica para la inyección de energía a la red a partir de baterías y la prestación de servicios complementarios”, señaló.

Esta licitación para un primer proyecto de baterías podría allanar el camino para la futura contratación de los 1,500 MW de potencia y energía. Al respecto, el exdirector ejecutivo de la AHER consideró: “Entendemos que un porcentaje de esos megavatios va a ser de energía fotovoltaica y que las plantas que entren deberán contar con sistemas de almacenamiento para ayudar a mantener el voltaje en puntos críticos del sistema. Esto es importante porque las plantas solares existentes no tienen almacenamiento, lo que ha generado una alta variabilidad en la red”.

Sin embargo, observó que el éxito de estas licitaciones dependerá de que las autoridades proporcionen condiciones claras y estables para los oferentes. “Es fundamental que haya claridad respecto a las exoneraciones de los equipos, combustibles, así como seguridad sobre los pagos a los inversionistas. De lo contrario, cualquier iniciativa podría quedar en papel, sin concretarse en proyectos viables”, advirtió.

El contexto de incertidumbre se acentúa aún más debido al proceso de renegociación de contratos impulsado por la administración de Xiomara Castro. Según Samir Siryi, este proceso no ha avanzado con total transparencia y aprobación necesaria por parte del Congreso, lo que deja a muchos inversionistas en un estado de duda: “Nos tiene en una situación donde no hay tanta claridad. Se necesita trabajar mucho para brindar una percepción de reglas claras, especialmente para los inversionistas extranjeros”, concluyó.

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La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), puso a disposición de todos los interesados los análisis sobre capacidad de cortocircuito por subestaciones, cumpliendo así uno de los hitos más relevantes de cara al actual ciclo de asignación de conexiones 2023- 2024.

Se identificaron 63 subestaciones distribuidas en todo el país con capacidad de interrupción de cortocircuito agotada, de las cuales 46% se encuentran en Caribe, seguida del área Oriental (que agrupa a Bogotá, Meta, Guaviare) con el 22% y Antioquia en el tercer lugar con 12%. Por su parte, Boyacá y Valle también se encuentran dentro de las áreas con agotamientos operativos en sus subestaciones.

“A través de estos insumos no solo brindamos un análisis de las restricciones en subáreas operativas clave del sistema interconectado nacional, sino que vamos un paso adelante en la identificación de las obras de la Misión Transmisión, las cuales además de eliminar dichas restricciones, nos permitirán seguir avanzando en los esfuerzos para consolidar la Transición Energética Justa, con el aumento de la capacidad de transporte de energía eléctrica”, manifestó Adrián Correa, director general de la UPME.

Estos ejercicios técnicos de expansión de la capacidad de transporte se enmarcan en un trabajo articulado con los principales actores del sector eléctrico, de cara a impulsar la efectividad de los próximos ciclos de solicitudes de conexión.

Para conocer con más detalle la capacidad disponible para asignación en el actual proceso de conexiones lo invitamos a consultar el siguiente enlace: https://www1.upme.gov.co/ServicioCiudadano/Paginas/Asignacion-Capacidad- Proyectos-Clase-Uno-2023-2024.asp

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Solar Steel, una división de Gonvarri Industries, ha presentado su nuevo producto, el TracSmarT+2V Compact, un seguidor solar diseñado para ofrecer mayores estándares de seguridad, adaptabilidad y eficiencia.

Iván Arianes, Director Técnico de la firma, destaca que el desarrollo de este nuevo modelo ha sido impulsado por dos pilares fundamentales: la seguridad estructural y la adaptabilidad a diversos mercados. En sus palabras: “Un producto muchísimo más versátil, más fácil de montar, más homogéneo y con menos componentes”.

En diálogo con Energía Estratégica España, el ejecutivo remarca que está dirigido principalmente a mercados como España e Italia donde los proyectos agrivoltaicos requieren de estructuras más pequeñas y adaptables a terrenos irregulares.

En este tipo de terrenos, los problemas de estabilidad estructural con trackers 2V han sido comunes, pero este producto refuerza la confiabilidad con innovaciones como su posición de protección de 55º frente a vientos fuertes y un diseño optimizado para mitigar la deformación torsional.

Expectativas y proyecciones globales

A nivel global, Solar Steel prevé un 2024 más moderado debido a la incertidumbre legislativa que ha afectado especialmente a Europa. Sin embargo, las expectativas para 2025 son más optimistas, con una reactivación significativa en la segunda mitad del año.

En esta dirección, Arianes explica que su estrategia se basa en optimizar su plataforma multiproducto: “Nos balanceamos entre estructura fija y tracker 1V y 2V y tenemos una política de ir renovando todos nuestros productos una versión cada año”.

Asimismo, la compañía está apostando por la inteligencia artificial (IA) para potenciar sus sistemas de control, especialmente para el mantenimiento preventivo de los trackers.

Este sistema recopila datos de sensores para evaluar el estado de salud de cada seguidor solar, permitiendo prever problemas y optimizando la durabilidad de las instalaciones.

Al respecto, Arianes opina que la IA transformará el sector en los próximos años, aunque es difícil prever el alcance total de su impacto, dada la rápida evolución de esta tecnología.

El ejecutivo subraya el gran liderazgo que han conseguido en la industria global, reconociendo que “pese a que fabricantes chinos ya producen con estándares de calidad europea, la mayoría está enfocada en su mercado local”.

Por lo tanto, no percibe una amenaza directa, ya que esta característica permite que quede espacio para otros actores en la internacionalización.

En Latinoamérica , Solar Steel observa una gran oportunidad en países como México , donde esperan que “la reciente reactivación de la política energética tras las elecciones impulse de nuevo el mercado fotovoltaico”.

En cuanto a otros mercados latinoamericanos, es más cauteloso. Países como Argentina y Brasil no figuran entre sus prioridades inmediatas, ya que enfrentan barreras de entrada significativas, como las políticas de protección a la industria local en Brasil.

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La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) de Argentina abrió una nueva convocatoria del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), en la que se podrían adjudicar hasta poco más de 880 MW en caso de ocupar toda la capacidad de transporte disponible y dependiendo la tecnología de los proyectos que se presenten.

El llamado corresponde al tercer trimestre del corriente año y, a diferencia de algunos procesos del pasado, esta convocatoria tendrá una magra capacidad de transporte disponible para aquellos puntos con mejores recursos eólicos y solares del país. 

Puntualmente habrá hasta 209 MW para asignación de prioridad de despacho plena y hasta 881 MW bajo el mecanismo Referencial “A”, que permite que los agentes inyecten energía con curtailment de hasta 8% hasta que se ejecuten las obras de transporte que permitan evitar las limitaciones, siempre y cuando se cumplan ciertos factores. 

Los 209 MW del “MATER Pleno” se reparten entre los corredores Centro – Cuyo – Noroeste Argentino (45 MW) y Misiones – Noreste Argentino – Litoral (164 MW), por lo que nuevamente el sur de la provincia de Buenos Aires, Comahue y la Patagonia, lugares con elevado factor de carga para parques eólicos, no tendrán capacidad adjudicable. 

Mientras que la prioridad de despacho bajo el mecanismo Ref “A” dependerá de las tecnologías que se presenten, porque la mayor cantidad de potencia asignable se ubica en la zona de Misiones – NEA – Litoral, por lo que capacidad adjudicable oscilará entre 563 MW y 881 MW, diferenciados de la siguiente manera:

Comahue: 88 MW + 110 MW si corresponden a proyectos solares
Patagonia – Provincia de Buenos Aires: 0 MW pero 200 MW si son fotovoltaicos
Centro – Cuyo – NOA: 0 MW u 8 MW si corresponden a parques eólicos
Misiones – NEA – Litoral: 475 MW

Y cabe aclarar que, la información mencionada para ambos mecanismos del MATER es bajo la limitación 6 [MW] del Anexo 3.2 de CAMMESA. Es decir que, el resto limitaciones y puntos de interconexión sí contarán con más capacidad de transporte adjudicable, la mayoría en 132 kV. 

Fechas de la convocatoria

Los titulares de los proyectos podrán solicitar el acceso a la capacidad de transporte vía Mater hasta el  viernes 25 de octubre (inclusive), a través del correo electrónico a la dirección: agentes@cammesa.com.ar con los formularios correspondientes y con copia a la casilla consultasmater@cammesa.com.ar.

Posteriormente, el jueves 14 de noviembre, CAMMESA informará aquellos que requieran realizar un desempate por factor de mayoración respectiva (en caso que sea necesario por capacidad de transporte insuficiente), el cual se hará el jueves 21/11 y la asignación de la prioridad de despacho se dará a conocer el viernes 25/11.

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El Pleno de la Cámara de Diputados aprobó en lo general el dictamen por el que se reforma el artículo 25, 27 y 28 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos (CPEUM), en materia de áreas y empresas estratégicas. 

Con 353 votos a favor y 122 en contra, se dio a lugar a modificaciones en energía eléctrica, el petróleo, y las telecomunicaciones. Lo que revierte la reforma del 2013 impulsada por el expresidente Enrique Peña Nieto, y en el sector eléctrico propone esquema de participación 54%-46% priorizando el suministro de empresas del Estado.

En la sesión ordinaria de ayer, 9 de octubre del 2023, diputados de partidos como el PAN, PRI y Movimiento Ciudadano expusieron ante la Cámara solicitando mociones suspensivas de esta iniciativa; no obstante, los pedidos fueron desechados. 

Entre los argumentos en contra que se esbozaron durante la sesión, diversos diputados coincidieron en señalar que la reforma propuesta carece de claridad, transparencia y pone en riesgo la competitividad y el desarrollo del sector energético en México.  

Tales diputados sostuvieron que la reforma contradice tratados internacionales firmados por México, como el T-MEC, exponiendo al país a riesgos económicos tras denuncias y amparos que se puedan dar a lugar.

Juan Ignacio Samperio Montaño, de Movimiento Ciudadano, señaló que el dictamen atenta contra los principios de competencia y desarrollo sustentable consagrados en la Constitución. “Darle a la CFE y a Pemex una preeminencia injustificada no resolverá los problemas de capacidad y competitividad de estas empresas”, enfatizó.

La diputada Liliana Ortiz Pérez, del PAN, consideró que centralizar nuevamente el control del sistema eléctrico en una empresa estatal es un retroceso hacia modelos obsoletos. “Limitar la participación privada elimina los incentivos para la inversión extranjera y nacional en infraestructura energética. México se volvería menos atractivo para los inversionistas, afectando el crecimiento económico, la creación de empleos y la modernización del sector”, afirmó.

El dictamen que introduce la categoría de «empresas públicas del Estado», en lugar de «empresas productivas del Estado» también dio qué hablar. 

Desde el oficialismo, el diputado Carlos Ignacio Mier Bañuelos, del partido Morena, argumentó que aprobar la reforma permitirá preservar la seguridad y la autosuficiencia energética a precios justos, evitando el lucro con la energía. “Hoy tenemos la oportunidad histórica de acuñar, con el voto a favor, un nuevo episodio en la vida pública y ser recordados por fortalecer la rectoría del Estado sobre los recursos naturales para el beneficio del pueblo”, afirmó.

Representando la postura de la oposición, el diputado Paulo Gonzalo Martínez López, del PAN, señaló que la reforma no solo reorganiza a las empresas estatales, sino que concentra el poder en la CFE y Pemex, eliminando la competencia y frenando la inversión privada. Esto, advirtió, pone en peligro la eficiencia y sostenibilidad del sistema energético. “El dictamen trae consigo un clima de incertidumbre; por ello, nos oponemos porque ya se han visto las consecuencias de una mala operación y administración”, puntualizó.

Por la vereda contraria, la diputada Mary Carmen Bernal Martínez, del PT, destacó que la reforma busca fomentar las energías limpias sin excluir a la iniciativa privada, ya que reconoce su importancia para el funcionamiento de la CFE. “Solo estamos ajustando el porcentaje: la CFE se hará cargo del 54% y la iniciativa privada del 46%”, explicó.

En línea con aquello, la diputada María Leonor Noyola Cervantes, del PVEM, aseguró que la reforma fortalece a las empresas públicas y garantiza la capacidad del Estado para planificar y regular el sistema eléctrico. La legisladora subrayó que, aunque se prioriza a la CFE sobre los actores privados en el sector eléctrico, no se les excluye, permitiendo su participación en actividades fuera de la transmisión y distribución. “Se respetan los derechos e inversiones de quienes, desde el sector privado, trabajan por un México más próspero”, concluyó.

Posición del ejecutivo 

La presidente Claudia Sheinbaum Pardo destinó la conferencia matutina del día de ayer la “Mañanera Del Pueblo” a abordar la iniciativa de reforma energética antes de su discusión en la Cámara de Diputados. Allí, defendió devolver el carácter público a las empresas PEMEX y CFE, y transmitió que bajo su administración no serían monopolios, poniendo paños fríos a cuestionamientos en el plano internacional que podrían empezar a escalar en las próximas horas. 

Por su parte, la secretaria de Energía, Luz Elena González Escobar, acompañó a la presidente presentando antecedentes y argumentando que el objetivo que se persigue con estas modificaciones constitucionales es garantizar la soberanía energética de México. En el sector eléctrico, esto significa que se dará preponderancia a CFE bajo un esquema de participación 54%-46% en la generación pública y privada de energía eléctrica. 

Restará que se comunique cuáles serán las reglas para la participación de los privados de manera tal que no se restrinjan sus posibilidades de despacho y sus próximas inversiones.   

Reforma en Materia Energética México

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El pasado 1 de octubre de 2024, el Ministerio de Minas y Energía de Colombia publicó el proyecto de decreto que introduce importantes modificaciones al Decreto 1073 de 2015, con el objetivo de impulsar el desarrollo de energía eléctrica a través de geotermia en el país. Este proyecto estará en consulta pública hasta el 16 de octubre de 2024.

Este proyecto de decreto coincide con el anuncio de la primera subasta de proyectos de geotermia en Colombia, que podría próximamente, según declaraciones de Orlando Velandia, presidente de la ANH. “El reto que nos dejó el ministro Andrés Camacho es que este año, en el segundo semestre, deberíamos lanzar nuestra primera ronda de energía geotérmica”, indicó oportunamente el funcionario al tiempo que señaló que en esta subasta no se establecerá un tipo de oferta como ocurre con otras energías como la solar e hidro, sino uno especial.

La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), junto con el Servicio Geológico Colombiano y el Ministerio de Minas, ve la geotermia como una oportunidad clave para responder al creciente consumo eléctrico.

Consulta pública y participación ciudadana

Los ciudadanos, empresas y organizaciones interesadas pueden presentar sus observaciones, comentarios y propuestas a través del foro habilitado o enviando el formulario correspondiente al correo pciudadana@minenergia.gov.co, manteniendo el formato editable hasta el miércoles 16 de octubre.

Cambios clave en la regulación geotérmica

El nuevo decreto propone una serie de ajustes que modernizan el marco regulatorio de la exploración y explotación de recursos geotérmicos, buscando atraer inversión y acelerar el desarrollo de esta fuente de energía renovable. Entre las modificaciones más destacadas se encuentran:

Flexibilización en la asignación de derechos: El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad designada, podrá definir mecanismos más flexibles para la asignación de permisos de exploración y explotación geotérmica, eliminando procesos rígidos del anterior decreto.
Incentivos a la inversión: Con el objetivo de incentivar la participación de inversionistas, se plantea un marco más ágil, claro y transparente para la asignación de áreas y desarrollo de proyectos, mejorando la seguridad jurídica.
Relevancia del Registro Geotérmico: Este registro se consolidará como una herramienta clave, garantizando la exclusividad para los titulares de permisos y delimitando las áreas donde podrán desarrollar sus actividades.
Clarificación de las etapas de exploración y explotación: Se definen con mayor precisión las actividades permitidas en cada etapa, incluyendo los requisitos técnicos, modificaciones de áreas y cesión de permisos.
Uso eficiente y sostenible de los recursos: Se busca garantizar una explotación responsable, evitando el agotamiento prematuro del recurso geotérmico y promoviendo su máximo aprovechamiento, con un enfoque en los beneficios para comunidades e industrias locales.
Participación social: Se fortalece el diálogo con las comunidades en áreas de influencia de los proyectos, mediante mecanismos de consulta que aseguren su involucramiento en el desarrollo de proyectos geotérmicos.
Acceso a la red eléctrica: Se garantiza la infraestructura de conexión y la capacidad de transporte de energía al Sistema Interconectado Nacional (SIN), facilitando la integración de la geotermia en la matriz energética nacional.

Objetivos del decreto

El decreto tiene como objetivo fundamental impulsar el desarrollo de la energía geotérmica en Colombia para la generación de electricidad, con miras a diversificar la matriz energética del país. Los principales puntos que se buscan alcanzar son:

Transparencia y flexibilidad en la asignación de derechos: Agilizar y dar seguridad jurídica al proceso de asignación de permisos para atraer más inversión.
Promover el conocimiento del potencial geotérmico: Incentivar investigaciones que ayuden a comprender mejor el recurso geotérmico disponible en el país.
Establecer un marco regulatorio claro: Crear un ambiente favorable para inversionistas, con reglas claras y estables para proyectos a largo plazo.
Fomento de la participación social: Involucrar a las comunidades locales en los proyectos y promover su aceptación y colaboración.
Acceso a la red eléctrica: Garantizar que la energía producida por proyectos geotérmicos se conecte al sistema nacional de energía.

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El Ministerio de Minas y Energía de Brasil finalmente publicó la convocatoria pública para la selección de hubs de hidrógeno bajos en carbono para la descarbonización de la industria brasileña, el cual busca consolidar hubs de H2 en el país hasta 2035.

Tal como adelantó Energía Estratégica a principios de la semana, el Poder Ejecutivo de Brasil proyecta la disponibilidad de alrededor de R$ 6000 millones en inversiones, mediante Fondos de Inversión Climática (CIF) y como parte fundamental del Programa Nacional de Hidrógeno (PNH2). 

El gobierno prevé recibir propuestas que tengan mayor sinergia entre la generación de energía y el uso de infraestructura asociada, a fin de catalizar esfuerzos para descarbonizar sectores difíciles de abatir. 

Por lo que las propuestas habilitadas a participar pueden ser de producción de hidrógeno a partir de bajas emisiones de carbono, incluidas renovables y procesos de biomasa, etanol, biometano y gas natural asociados con la captura y almacenamiento de carbono; como también el uso del H2 como insumo para la actividad industrial, entre ellas la acerera, cementera, fertilizantes, celulosa y vidrio.  

Para ello, las propuestas que se presenten deberán cumplir con lo siguiente :  

La empresa o consorcio solicitante debe estar constituida en Brasil

La propuesta debe contener tecnología lista para un entorno comercial – nivel de madurez tecnológica (TRL) 7 o superior ;  

El proyecto debería estar operativo a finales de 2035 

Los solicitantes u  organizaciones líder en un consorcio podrán ofertar sólo una propuesta 
Los candidatos deben poder acceder a financiación ;  

Mientras que las propuestas seleccionadas podrán tener la oportunidad de formar parte del plan de inversiones de Brasil para acceder a financiamiento, que podría abarcar desde proyectos de ingeniería hasta la adquisición de equipos y capital de trabajo.

El plazo estará abierto hasta las 23:59 horas del sábado 2 de noviembre de 2024 , a través del formulario web que se encuentra disponible en la web oficial del Ministerio de Minas y Energía de Brasil; en tanto que los candidatos cuya propuesta sea seleccionada serán notificados antes del 6 de diciembre.

Y en caso que el gobierno brasileño sea invitado a presentar un plan de inversión para el CIF-ID del país, el MME invitará a las propuestas seleccionadas de esta expresión de Interés a presentar un plan de negocios para la evaluación final del potencial de inclusión.

Esta iniciativa continúa la línea de lo ya hecho por la actual gestión presidencial de Luiz Inácio Lula da Silva, dado que a mediados del corriente año, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) recibió el interés de más de 130 MW en proyectos piloto de hidrógeno.

En aquel entonces se postularon 24 propuestas en el llamado para proyectos de hidrógeno del Programa de Investigación, Desarrollo e Innovación (PDI), por un valor de inversión esperado de R$ 2.700.000.000 lo que representa el mayor volumen jamás invertido en una convocatoria de esta índole. 

Asimismo, el Poder Legislativo del país ya aprobó dos leyes de H2, por la cual aprobó incentivos  fiscales y financieros, garantizando créditos de hasta R$ 18.300.000.000 hasta el año 2032 mediante el Programa de Desarrollo de Hidrógeno con Bajas Emisiones de Carbono. Por lo que el sector confía en que se puedan realizar subastas propias de H2V en los primeros meses del próximo año.

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La entrada 24.02% en eficiencia, 610.15W en potencia: el módulo N-type 4.0 de DAS Solar alcanza un nuevo hito se publicó primero en Energía Estratégica.

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El proceso de licitación PEG-5 en Guatemala avanza con pasos firmes y se espera que los Términos de Referencia sean emitidos a finales de octubre, según confirmó Fernando Moscoso, gerente de Planificación y Vigilancia de Mercados Eléctricos de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE). 

“Dentro de nuestro cronograma está que los términos de referencia puedan ser emitidos de parte de la Comisión a finales de este mes. Yo a lo que quiero exhortar es a que estén a la expectativa de esos pasos que se están dando y  que no son en falso”, declaró el referente de la CNEE.

Durante su participación del panel “Licitaciones a Futuro, desafíos y oportunidades”, organizado por la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER) y moderado por Carmen Urízar, directora de Energy & Infrastructure Analysis Center (EIA Center), Fernando Moscoso explicó que la CNEE ha trabajado durante los últimos meses en la preparación de estos documentos y que están listos para avanzar junto a EEGSA y Energuate: “Soy optimista en que se logrará, incluso soy optimista en poder integrar el equipo de trabajo con las distribuidoras para que esto se desarrolle con toda confianza”.

De allí, Dimas Carranza, gerente de Regulación y Tarifas de Energuate, resaltó que la PEG-5 será la licitación más grande en la historia de Guatemala y que el país se está preparado para este desafío. “Ya logramos construir una demanda conjunta que de una forma muy clara nos está definiendo qué cantidad de energía base se requiere y qué cantidad de energía en las otras franjas horarias se estarían requiriendo”, indicó.

Aquello no sería todo. También está sobre la mesa la incorporación de almacenamiento. Al respecto, Carranza recordó que ya en la PEG-4 hubo propuestas que incluían esta tecnología, pero no se adjudicaron debido a temas de precio: “Ahora, estamos discutiendo y planteando condiciones muy parecidas a lo que resultaría en un proyecto hidroeléctrico, para que no solo se considere de forma complementaria como en la PEG-4, sino que forme parte de los objetivos de desarrollo de la PEG-5, tomando en cuenta que ya también está el desarrollo normativo”, anticipó.

En concordancia, Josué Figueroa, subgerente de Ingresos, Regulación y Transacciones de la Empresa Eléctrica de Guatemala (EEGSA), argumentó que la tecnología de almacenamiento sería fundamental para reducir pérdidas en las redes de distribución y mejorar la incorporación de energías renovables. “Es un momento muy importante para incluir esta tecnología y esta combinación del almacenamiento en todas sus posibilidades dentro de la licitación, de cara a obtener un beneficio a largo plazo”, afirmó, asegurando que esperan impulsar un proceso competitivo que permita obtener ofertas sostenibles.

“Estamos seguros de que vamos a poder llegar a un acuerdo entre todas las partes para lograr la participación tanto de diversas tecnologías, como de plantas de generación nuevas y en operación, como combinaciones de tipos de contratos y demás, de manera que sea bastante atractivo para todos los posibles interesados en el proceso”, expresó Figueroa.

Erwin Barrios, director General de Energía del Ministerio de Energía y Minas, añadió que la inclusión del gas natural también se evalúa como una opción tecnológica para abordar la intermitencia de las energías renovables. “El gas aparece como un combustible de transición y es una realidad que esperamos que suceda. De parte del Ministerio, nos corresponde preparar el sistema de transmisión para habilitar puntos de conexión tanto en el Pacífico como en el Atlántico, lo cual podría incluir una infraestructura similar a la implementada en El Salvador”, explicó el director General de Energía.

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La Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) convocó durante esta semana a audiencias públicas virtuales para tres propuestas solares fotovoltaicas que fueron adjudicadas en el proceso de selección para la generación de electricidad convocado por el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE).

Estos proyectos amparados en la Ley 7200 suman 50 MW de capacidad a instalarse en la provincia de Guanacaste y elevaron su solicitud de concesión de servicio público a la ARESEP para la generación de energía eléctrica por un plazo de 20 años.

Ayer, martes 8 de octubre, se desarrolló la primera audiencia pública a solicitud de Conver Energy S.A. cuyo proyecto denominado Solar Fotovoltaico Numu de 20MW estaría localizado en Liberia.

Este proyecto ya cuenta con la viabilidad ambiental de la Secretaría Técnica Nacional Ambiental (SETENA) otorgado mediante la resolución 0578-2023-SETENA del 19 de abril de 2023. Y, al no recibir comentarios de oposición durante la audiencia pública, todo indicaría que sigue en carrera para la aprobación de su concesión por parte de la ARESEP.

Fernando Alberto Castro Cruz, representante de Conver Energy S.A. precisó durante la audiencia que de obtener la concesión definitiva, el próximo paso sería avanzar con el estudio de viabilidad bajo la Ley 7200 y posteriormente firmar la garantía de cumplimiento con el ICE.

En tanto, otros dos proyectos de los cinco adjudicables de la convocatoria del ICE avanzan en paralelo.

Hoy, miércoles 9 de octubre,  a partir de las 17:15 será el turno de Solar Generation Sur S.A. para la audiencia pública vinculada al Proyecto Solar Los Tecales, de 20 000 kW de capacidad a instalarse en Nandayure.

En este caso, vía la resolución 0933-2023-SETENA del 21 de junio de 2023 posteriormente rectificada mediante la resolución 0997-2023-SETENA del 5 de julio de 2023, este proyecto obtuvo la aprobación de su Documento de Evaluación Ambiental y recibió la Viabilidad (Licencia) Ambiental al proyecto.

Ahora bien, para exponer el proyecto de Los Tecales ante la ARESEP y demás partes interesadas antes de su concesión definitiva, Solar Generation Sur S.A. llevará a cabo una audiencia propia a la que se podrá acceder previo registro en este link de zoom: https://us02web.zoom.us/webinar/register/WN_UML_RNFSSJ-ZpVSTZTp9EQ 

Finalmente, mañana jueves 10 de octubre, a partir de las 17:15 será el encuentro organizado por ARESEP a partir de la solicitud de Inversiones Sunfly S.A. relacionada a la concesión de servicio público para generación de energía eléctrica del Proyecto Solar Los Mangos, de 10 000 kW a instalarse en Carrillo.

Respecto a este último proyecto, se precisa que, con la resolución 1934-2022-SETENA del 24 de noviembre de 2022, recibió la aprobación de su Documento de Evaluación Ambiental y posteriormente su Viabilidad (Licencia) Ambiental.

Los interesados en asistir a la audiencia de Los Mangos, pueden registrarse siguiendo este otro enlace de zoom: https://us02web.zoom.us/webinar/register/WN_UML_RNFSSJ-ZpVSTZTp9EQ 

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En las dependencias de la Comisión Nacional de Energía (CNE), el jueves 3 de octubre, se realizó la primera sesión del Comité encargado de ver la adjudicación y supervisión de dos importantes estudios para la valorización de los Sistemas de Transmisión, correspondientes al periodo 2024-2027, con el objetivo de monitorear el desarrollo de los estudios para el proceso tarifario respectivo.

Esta iniciativa se enmarca en los establecido en la Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE), donde se le encarga a la CNE la tarea de iniciar estudios de valorización de las instalaciones de los sistemas de transmisión nacional, zonal y dedicada utilizadas por usuarios sometidos a regulación de precios.

Estudios

El actual proceso comenzó en septiembre pasado, con la publicación de la bases técnicas y administrativas definitivas de los estudios de valorización, además del llamado a una licitación pública internacional.

Los estudios a licitar son para la valorización de las instalaciones de transmisión nacional y para la valorización de las instalaciones de transmisión zonal y la determinación del pago por el uso de las instalaciones de transmisión dedicada utilizadas por usuarios sometidos a regulación de precios.

Según lo indicado por el artículo 110° de la LGSE, los resultados de estos estudios deberán especificar y distinguir el Valor de Inversión (V.I,); Anualidad del Valor de Inversión (A.V.I); Ajuste por Efectos de Impuestos a la Renta (A.E.I.R.); Costo de Operación Mantenimiento y Administración (C.O.M.A.) y el Valor de Transmisión por Tramo (V.A.T.T.), ya sea por tramo, propietario u operador.

También deberán determinar las correspondientes fórmulas de indexación y su forma de aplicación para los anteriores valores para 2024-2027, junto a los porcentajes de uso de instalaciones de transmisión dedicadas, por parte de clientes regulados.

Integrantes

El presidente del Comité es Danilo Zurita, Jefe del Departamento Eléctrico de la CNE, siendo también integrado por representantes titulares y suplentes del Ministerio de Energía, de las empresas del Sistema de Transmisión Nacional y Zonal, entre las cuales están Transelec, ISA Interchile, Celeo Redes, Chilquinta Energía y Saesa, además de los representantes de los clientes libres y del Coordinador Eléctrico Nacional.

La instancia contempla el desarrollo de 23 sesiones, en que se verá la admisibilidad de ofertas que lleguen para la realización de los estudios, así como la revisión de las ofertas técnicas, las observaciones de los distintos informes a realizar por el equipo consultor, en un proceso que estima finalizar en el segundo semestre del próximo año.

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Ayer, el Consejo aprobó conclusiones sobre la financiación climática antes de la conferencia de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC) que se celebrará en Bakú, Azerbaiyán, del 11 al 22 de noviembre de 2024 (COP29).

En sus conclusiones, el Consejo subraya que la UE y sus Estados miembros están comprometidos con el objetivo actual de los países desarrollados de movilizar colectivamente 100.000 millones de dólares al año en financiación climática hasta 2025. Este objetivo se alcanzó por primera vez en 2022.

El Consejo también destaca su fuerte compromiso de seguir cumpliendo con la financiación climática en el futuro y su intención de apoyar la consecución de nuevos objetivos cuantitativos colectivos ambiciosos después de 2025.

La UE y sus Estados miembros son los mayores contribuyentes mundiales a la financiación pública internacional para el clima, y desde 2013 han duplicado su contribución para apoyar a los países en desarrollo.

Como en años anteriores, las conclusiones aún no incluyen la cifra de la contribución de la UE para 2023. Esta será proporcionada por la Comisión y aprobada por el Consejo por separado, a tiempo antes del inicio de la COP29.

Contexto

El principal objetivo de la próxima COP29 será negociar los nuevos objetivos cuantitativos colectivos (NCQGs) después de 2025.

Cada año, la Conferencia de las Partes (COP) de la CMNUCC se reúne para determinar la ambición y responsabilidades, y evaluar las medidas climáticas.

La UE y sus Estados miembros son partes de la Convención, que tiene 198 miembros en total (197 países más la Unión Europea). La presidencia rotativa del Consejo, junto con la Comisión Europea, representan a la UE en estas cumbres internacionales sobre el clima.

Más adelante en octubre de 2024, se espera que el Consejo apruebe las conclusiones que establecen el mandato general para los negociadores de la UE en la conferencia COP29 sobre el clima. Las conclusiones aprobadas hoy complementarán el mandato general de la UE.

Conclusiones del Consejo sobre financiación climática, 8 de octubre de 2024
Financiación de la transición climática (información de referencia)
Cambio climático: qué está haciendo la UE (información de referencia)
Los objetivos climáticos y la política exterior de la UE (información de referencia)

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Zelestra, empresa global líder en energías renovables, inauguró hoy su proyecto “La Unión” en Montería, Córdoba. Este hito marca un paso significativo en la transición energética de Colombia y reafirma el compromiso de Zelestra con un futuro más limpio y sostenible.

Con una inversión superior a los US$ 200 millones, el parque fotovoltaico cuenta con 220.960 paneles solares y una capacidad instalada de 144 megavatios. Esta energía limpia es suficiente para abastecer a más de 132.000 hogares, reduciendo las emisiones de CO2 en 123.346 toneladas anuales, equivalente a plantar 12.3 millones de árboles.

«La Unión es un ejemplo tangible de cómo Zelestra, con su estructura totalmente integrada, puede llevar a cabo desarrollos de energías renovables de principio a fin, asegurando la máxima calidad y eficiencia», afirmó Leo Moreno, CEO Global de Zelestra. «Estamos comprometidos con la descarbonización y Colombia juega un papel fundamental en esta transición».

El proyecto ha generado 1.276 empleos locales, demostrando el compromiso de Zelestra con el desarrollo económico y social de la región. «No se trata solo de construir infraestructura energética, sino de integrar a la comunidad en cada paso del proceso, generando un impacto positivo a largo plazo», aseguró Alejandro Ospina, Country Manager de Zelestra Colombia.

«La Unión es un símbolo de colaboración y esfuerzo compartido. Estamos convencidos de que este es solo el inicio de una relación a largo plazo con esta comunidad», agregó José Luis García, CEO LATAM de Zelestra. «De esta forma reflejamos nuestro compromiso con los principios de ESG y nuestra misión de co-construir un mañana sin carbono”.

Zelestra se ha posicionado como un líder en energías renovables en América Latina, con una proyección de desarrollo de 6 GW en la región. «Este esfuerzo no solo representa una oportunidad de crecimiento para Zelestra, sino que también contribuirá de manera sustancial a los esfuerzos de descarbonización de América Latina», destacó García.

El parque solar La Unión se convierte en un referente en la lucha contra el cambio climático, pues su ubicación estratégica en un área con alto potencial solar y condiciones climáticas favorables, sumada a una cuidadosa planificación ambiental, ha permitido minimizar el impacto negativo sobre el entorno natural, pero además evitar la emisión de 123.346 toneladas de CO2 al año, equivalente a plantar 12.3 millones de árboles.

Este es solo el comienzo de una larga trayectoria de Zelestra en Colombia, que busca convertirse en un motor de cambio hacia un futuro más limpio y próspero, así como consolidarse como un socio estratégico para Colombia en la transición hacia una economía baja en carbono. La compañía continuará explorando nuevas oportunidades de inversión en el país, con el objetivo de seguir ampliando su portafolio de proyectos y contribuir al cumplimiento de las metas climáticas nacionales.

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Solis Inverters, líder mundial en tecnología de inversores solares, participará en la Expo Solar Colombia 2024, uno de los eventos más relevantes del sector energético en América Latina, que tendrá lugar del 16 al 18 de octubre en el Centro de Exposiciones Plaza Mayor, Medellín.

Este año, Solis celebra su 19º aniversario y 11 años de presencia en Latinoamérica, y presentará su nueva gama de inversores híbridos de última generación para el dinámico mercado colombiano.

Entre los productos destacados se encuentran el inversor monofásico S6-EH1P(3.8-11.4)K-H-US y el inversor trifásico S6-EH3P(30-50)K-H para aplicaciones comerciales e industriales, ambos diseñados para ofrecer mayor independencia energética a los usuarios y optimizar el uso de energía renovable.

Este 2024, Solis ha sido reconocida por cuarto año consecutivo entre las «Top 500 Nuevas Empresas de Energía Global», un galardón otorgado por China Energy News y el Instituto Chino de Economía Energética. Este prestigioso reconocimiento, anunciado en el Foro de Desarrollo Bajo en Carbono de Taiyuan 2024, reafirma el compromiso de Solis con la innovación y su sólido desempeño en el mercado global de energías renovables.

Innovación para el mercado colombiano

Solis se mantiene a la vanguardia en el desarrollo de soluciones tecnológicas avanzadas, impulsando la transición global hacia un futuro más limpio y sostenible. Su participación en Expo Solar Colombia 2024 coincide con un periodo de crecimiento acelerado en el mercado fotovoltaico colombiano, que se espera alcance los 1,48 gigavatios de capacidad instalada en 2024 y se expanda a 12,85 gigavatios para 2029, con una tasa de crecimiento anual compuesto del 54,06% durante dicho periodo.

Colombia, caracterizada por su abundante radiación solar a lo largo del año, es un país ideal para la energía fotovoltaica. Esta disponibilidad solar constante garantiza un suministro de energía predecible y confiable. Según la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), la capacidad instalada de energía solar en Colombia ha crecido a doble dígito en los últimos años, alcanzando los 457 MW en 2023.

Solis está profundamente comprometida con la transformación energética de Colombia y América Latina, apoyando el crecimiento sostenible del sector solar en toda la región. Su presencia en Expo Solar Colombia 2024 reafirma su compromiso con el mercado local y su misión de liderar la transición hacia una energía más limpia y asequible.

Inversores destacados en Expo Solar Colombia 2024

S6-EH1P(3.8-11.4)K-H-US: Este innovador inversor híbrido monofásico está diseñado para aplicaciones residenciales, permitiendo la integración de paneles solares con baterías de alto voltaje. Durante el día, el inversor suministra energía a los electrodomésticos y carga la batería, mientras que por la noche, utiliza la batería para alimentar el hogar, lo que elimina la necesidad de recurrir a la red eléctrica y genera importantes ahorros. Equipado con funcionalidades avanzadas como monitoreo a nivel de módulo, apagado rápido, integración con generadores, y un sistema de acoplamiento de CA inteligente, ofrece una solución versátil y flexible para diversas configuraciones.

El nuevo inversor de almacenamiento de energía para C&I

S6-EH3P(30-50)K-H: Diseñado para aplicaciones comerciales e industriales, este inversor trifásico de alta capacidad también ofrece almacenamiento de energía con baterías de alto voltaje. Al igual que el modelo residencial, optimiza el uso de energía solar y garantiza un respaldo confiable durante las interrupciones de la red. Con certificaciones internacionales como UL 9540 y compatibilidad con múltiples marcas de baterías (LG, BYD, Pylontech), el inversor se presenta como una solución robusta y eficiente para el sector comercial e industrial.

La Expo Solar Colombia 2024 será el escenario ideal para que los visitantes descubran de primera mano las soluciones tecnológicas más innovadoras de Solis. El equipo local de expertos de Solis estará disponible en el stand número 6 del Pabellón Blanco para responder todas sus preguntas, compartir información técnica detallada y explorar las oportunidades que ofrecen los inversores híbridos y las soluciones energéticas presentadas.

¡Visítanos en Expo Solar Colombia 2024 y sé parte de la revolución energética con Solis!

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La empresa pampeana Pampetrol SAPEM lanzó una nueva licitación para llevar a cabo un parque solar de 15 MW de capacidad en la localidad de General Pico (noreste de la provincia).- 

La licitación convoca al sector privado a suscribir una unión transitoria entre la compañía adjudicada (80% de participación) y Pampetrol (20%), mientras que la modalidad del proyecto será full EPC – llave en mano -, por lo que el adjudicatario deberá realizar la provisión de equipos y materiales, construcción, montaje, conexión y puesta en marcha del parque y su operación y mantenimiento por el plazo de doce meses. 

Pampetrol tendrá un porcentaje de un 20% del proyecto fotovoltaico, quedando incluido en este porcentaje un 5% en concepto de aporte inicial; el cual deberá ser considerado por los oferentes al momento de elaborar la propuesta económica. 

El contrato de abastecimiento celebrado con la Administración Provincial de Energía de La Pampa (APELP) será por un plazo de 15 años desde la habilitación comercial del proyecto. 

Las empresas interesadas deberá consignar, en las ofertas económicas, el precio que requerirán para los primeros 60 meses (5 años) de venta de energía a la APELP; pero a partir del sexto año el precio estabilizado de la energía tendrá un tope del 30% por encima precio fijo ofertado inicialmente. 

“La variabilidad en el precio estará dada por la tarifa de los Grandes Usuarios de la Distribuidora (GUDI), con el límite máximo del 30%. Mientras que entre los años 16 a 25 del proyecto, el parque pasará 100% a Pampetrol, quien establecerá un precio de la energía con APELP”, explicó María de los Ángeles Roveda, presidenta de Pampetrol. 

Además, dentro del sobre B de la convocatoria, los oferentes deberán incorporar una garantía de ejecución del proyecto por el 10% del monto de la propuesta económica, que deberá ser mantenida desde el momento de la entrada en vigencia del contrato EPC y hasta la recepción definitiva de las obras. .

“Para los próximos años, el foco está puesto en completar 50 MW de potencia renovable, a lo largo de 100 hectáreas en General Pico, a través de iniciativas de inversión público – privadas. Esos 50 ”, destacó el secretario de Energía y Minería de La Pampa, Matías Toso.

“Uno de los grandes activos que se pone es la gran red de media tensión de la provincia, que está preparada para recibir energía de este proyecto y otros más”, añadió. 

Se espera que los 50 MW a los que apunta el gobierno pampeano tenga una generación anual de aproximadamente 127 GWh, cubra el 14% de la demanda provincial total, suficiente para abastecer 30.000 hogares.

“El esquema de 50 MW renovable permitirá aportar la energía al mercado eléctrico local e inyectaremos un flujo de fondos que quedarán en la economía regional a través de la participación que tiene Pampetrol en los proyectos”, complementó Toso.

Próximos pasos

El pliego de condiciones generales estará abierto a sugerencias hasta el 28 de octubre del corriente año, y los pedidos de consultas y aclaraciones se podrán realizar hasta el 11 de noviembre, con respuestas al 19 de dicho mes como plazo máximo. 

Las ofertas se podrán presentar hasta las 12 horas del lunes 25 de noviembre (con validez a 90 días), por lo que la adjudicación se notificará recién el 12 de diciembre y la firma del contrato unión transitoria entre Pampetrol y la empresa ganadora de la licitación se realizará una semana más tarde (19/12). 

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El pasado miércoles 2 de octubre, la Asamblea Nacional de Panamá aprobó en primer debate un anteproyecto de ley que establece la promoción e implementación del hidrógeno verde como combustible y vector energético en el país. Este avance representa un hito en la búsqueda de fuentes de energía sostenibles y diversificadas en la República de Panamá, en línea con su Agenda de Transición Energética.

Esta iniciativa propone otorgar a la Secretaría Nacional de Energía (SNE) la responsabilidad de ejecutar y aplicar la normativa, así como de desarrollar estrategias para la promoción, investigación, producción, transporte y uso del hidrógeno verde. Este enfoque integral busca no solo incentivar la producción de hidrógeno verde, sino también establecer un marco regulatorio que garantice su uso seguro y eficiente.

Aquellas estrategias deberían realizarse desde cero. En Panamá ya se sentaron las bases para su constitución como un polo de transformación del hidrógeno verde, mediante su Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde y Derivados que contempla la producción de 500,000 toneladas de hidrógeno verde y/o sus derivados al 2030 y cuatro veces esa cantidad para el 2040.

Como gran novedad, uno de los aspectos destacados de la ley es que la SNE además será la encargada de expedir o cancelar los permisos necesarios para el desarrollo industrial del hidrógeno verde. Esto incluye la inversión, desarrollo, implementación, producción, importación de equipos y tecnología, almacenamiento, transporte y comercialización en todo el territorio nacional.

El anteproyecto también establece que los permisos otorgados por la SNE permitirán a los poseedores construir, instalar y operar plantas de generación de hidrógeno verde, brindando un marco legal que facilitará el desarrollo de esta industria emergente.

Estas disposiciones que evitan hacer mención de la Autoridad de los Servicios Públicos (ASEP) como parte del proceso de permisología para proyectos de hidrógeno, buscarían simplificar los pasos burocráticos y atraer inversión tanto nacional como extranjera, fomentando el crecimiento de la industria del hidrógeno verde en Panamá.

Aquello es prioritario. De hecho, mediante uno de sus artículos se declararía de interés nacional la producción e industrialización del hidrógeno verde, así como la generación y cogeneración de energía eléctrica a partir de este recurso.

Además, las empresas de capital nacional o extranjero que promuevan la producción, comercialización y uso de hidrógeno verde podrán beneficiarse de incentivos establecidos en la Ley 76 de 2009, que dicta medidas para el fomento y desarrollo de la industria. Esta medida es un aliciente adicional para atraer a inversores y fomentar el crecimiento de un sector que promete ser clave para la transición energética del país.

Para asegurar que el desarrollo de esta nueva industria se realice de manera segura y responsable, el anteproyecto de ley también contempla condiciones para el manejo y la seguridad del hidrógeno verde, requisitos que serían establecidos nuevamente por la Secretaría Nacional de Energía pero en coordinación con otras entidades, como el Cuerpo de Bomberos de la República de Panamá.

Lo que sigue 

Tras haberse realizado el prohijamiento y la aprobación en primer debate, esta propuesta legislativa deberá seguir avanzando en la Asamblea Nacional en un segundo debate y hasta un tercero para llegar a su promulgación.

Posteriormente, el Órgano Ejecutivo tiene un plazo de 150 días, a partir de la entrada en vigencia de la ley, para reglamentarla, lo que permitirá la pronta implementación de este marco regulatorio.

La entrada Panamá da el primer paso hacia una ley de hidrógeno verde se publicó primero en Energía Estratégica.

Guatemala atraviesa un momento en el que debe tomar acciones decisivas para modernizar y expandir la infraestructura de transmisión y generación del país. De acuerdo con el presidente del Consejo de la Industria Eléctrica (CIE), Paulo Parra, “es esencial implementar de forma ágil nueva infraestructura eléctrica en toda la cadena de Guatemala”.

Según un estudio de Deloitte requerido por el CIE, Guatemala necesitará cubrir 18.3 TWh al año 2043 bajo un escenario de crecimiento medio del 3.5% anual. Esto implica un incremento del 37% en comparación con el consumo actual. Para lograrlo, se requerirán inversiones de alrededor de 7,249 MMUSD en las próximas dos décadas. La mayor parte de estas inversiones, 5,800 MMUSD , se deberían destinar a la generación eléctrica, mientras que 1,449 MMUSD se tendrían que orientar a la transmisión.

Durante su participación en el evento SER de la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER), Paulo Parra destacó que Guatemala presenta condiciones macroeconómicas, estabilidad de su marco regulatorio y tasa de cambio favorables para atraer estas inversiones.

“Lo bueno de toda esta capacidad es que sí hay mucho interés en invertir en Guatemala”, sostuvo, agregando que la estructura del mercado energético permite que estas inversiones se realicen sin recurrir a fondos públicos. Ahora bien, alcanzar este desarrollo requerirá del acompañamiento del Gobierno, especialmente para garantizar la certeza jurídica y la estabilidad de las inversiones.

Revertir la situación energética actual con nuevas inversiones

Durante el primer semestre de 2024, Guatemala enfrentó una situación crítica que motivó la declaración de estado de emergencia energética. Este escenario evidenció las limitaciones de la infraestructura de generación y transmisión eléctrica del país, poniendo de manifiesto la urgente necesidad de nuevas inversiones.

Aunque Guatemala fue en su momento un importante exportador de energía, la realidad actual es diferente. Al cierre de 2023, las importaciones superaron en un 70% a las exportaciones, representando el 12.5% de la demanda total del país. Esto se debe a un crecimiento casi nulo en la capacidad instalada de generación durante los últimos 10 años, y un crecimiento anual del 1.2% en infraestructura de transmisión entre 2016 y 2023, mientras que la demanda creció a un ritmo del 4% anual.

La falta de oferta ha ejercido presión en los precios del mercado spot, con un incremento del 67% en el precio promedio entre 2019 y 2023. Aunque las tarifas para usuarios regulados se han mantenido estables, el alza en los costos de producción afecta la competitividad del sector industrial y la capacidad adquisitiva de los consumidores. Esta situación pone de relieve la necesidad de promover nuevos proyectos para revertir la situación y asegurar un suministro estable y asequible a largo plazo.

“El 2024 creo que ha sido un año de convencimiento, un año de muchos análisis y también un año de planeación, sería genial que a partir de 2025 todo ese análisis, convencimiento y planeación se empiece a transformar en inversiones eléctricas”, consideró el presidente del CIE.

Prioridades para la sostenibilidad del sector

Paulo Parra subrayó la importancia de proteger la capacidad instalada actual y de asegurar la máxima disponibilidad de las plantas operativas. “Guatemala no se puede dar el lujo de perder capacidad instalada”, advirtió, en medio de su ponencia en el evento de AGER. A la par, es fundamental resolver la conflictividad social que ha detenido la finalización principalmente de proyectos de transmisión pero también de generación. “No necesariamente es problemática de si se hace la licitación, sino también de como país y Nación acompañamos la ejecución de esos proyectos”, señaló Parra al respecto.

Como próximo paso, el desarrollo de infraestructura de transmisión es clave para conectar las zonas de alta demanda con las que tiene alto potencial de generación. Asimismo, el referente del CIE observó que se requiere acelerar los procesos de licitación, como la PEG 5, y mejorar los incentivos para asegurar la capacidad despachable y la estabilidad del sistema.

Parra también instó a apoyar iniciativas de financiamiento para ampliar la cobertura eléctrica y facilitar la ejecución de proyectos de transmisión por iniciativa privada y a partir de las licitaciones PET, destacando en la actualidad la gran oportunidad de aprovechar el papel del INDE y el crédito de 120 millones del BID para disminuir las brechas de acceso al servicio eléctrico.

Finalmente, el presidente del Consejo de la Industria Eléctrica (CIE) llamó a simplificar los trámites administrativos para la obtención de permisos y licencias, un aspecto que, según Parra, retrasa más los proyectos que la propia ejecución de obras.

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Gonvarri Solar Steel presenta con orgullo el TracSmarT+2V Compact, una solución avanzada de seguidor solar diseñada para establecer nuevos estándares de seguridad, confiabilidad y eficiencia en el sector fotovoltaico. Este innovador seguidor solar 2P mejora significativamente la estabilidad estructural y el rendimiento en condiciones adversas, ofreciendo mejoras clave que satisfacen las demandas más exigentes de la industria.

Una característica destacada del TracSmarT+2V Compact es su mayor estabilidad dinámica frente a eventos de viento, con una nueva posición de protección de 55º que asegura la estabilidad del sistema incluso en pendientes de terreno variables.

Combinado con el doble de frecuencia natural en comparación con los seguidores 2P tradicionales, ofrece una protección robusta contra ráfagas de viento. El diseño también ha sido optimizado para mitigar los efectos de la no linealidad geométrica a través de su tamaño de cuerda, alta rigidez y baja deformación torsional, lo que mejora aún más la confiabilidad del sistema.

Con su tamaño compacto, es el más pequeño en su clase, lo que reduce las cargas de viento sobre la estructura y minimiza los requisitos de cimentación y los riesgos estructurales asociados. Además, el TracSmarT+2V Compact ofrece una ventaja sin precedentes: la misma posición de protección para viento, nieve y granizo, asegurando la integridad estructural durante eventos meteorológicos adversos combinados.

Montaje más rápido y sencillo

La simplicidad en el montaje del TracSmarT+2V Compact es otra ventaja clave. Solar Steel ha reducido la cantidad de componentes necesarios, incorporando partes preensambladas como las cabezas giratorias y los sistemas secundarios, junto con un sistema de accionamiento de un solo punto que elimina la necesidad de sistemas de transmisión adicionales. El sistema también elimina los sistemas de amortiguación y las conexiones de tubos, acelerando aún más el despliegue del seguidor.

El proceso de alineación se ha simplificado a solo tres pilotes clave, lo que reduce tanto el tiempo como los costos operativos. La opción de montaje industrializado de mesas permite ensamblar toda la sección aérea (tubos, piezas secundarias y módulos), mejorando la seguridad y eficiencia en el campo.

Optimización del LCOE y reducción de obras civiles

El TracSmarT+2V Compact impacta positivamente en la rentabilidad del proyecto. Su diseño compacto permite una mayor densidad de potencia en distribuciones irregulares, lo que habilita hasta un 5% más de capacidad instalada en el mismo espacio. Además, su flexibilidad para adaptarse a terrenos inclinados o naturalmente irregulares ayuda a reducir los movimientos de tierra en hasta un 30%, lo que conduce a menores costos de ingeniería civil.

Con estas innovaciones, Solar Steel refuerza su compromiso con el sector fotovoltaico al ofrecer una solución que mejora el LCOE del proyecto, acelera y asegura el montaje, y promete transformar la industria con su combinación única de innovación confiable.

Sobre Gonvarri Solar Steel

Gonvarri Solar Steel es una división de Gonvarri Industries, especializada en el diseño y fabricación de seguidores solares y estructuras fijas para el sector de la energía fotovoltaica, con más de 22 GW suministrados en más de 45 países en todo el mundo. A lo largo de su trayectoria, Gonvarri Solar Steel se ha enfocado en ofrecer soluciones integrales adaptadas a las necesidades específicas de productos y servicios de sus clientes.

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DAS Solar, líder en tecnología fotovoltaica de tipo N, ha priorizado el camino de la investigación y desarrollo (I+D) desde sus inicios, aumentando de forma constante sus inversiones en tecnología. La compañía ha recibido varias certificaciones, incluyendo la certificación del laboratorio CNAS, TÜV Süd TMP y TÜV Nord CTF2, lo que refleja el reconocimiento global de la capacidad de pruebas, el sistema de gestión, el entorno, la cualificación del personal y el hardware del laboratorio fotovoltaico de DAS Solar.

Con su reciente inclusión en el informe de 2024 Kiwa PVEL PV Module Reliability Scorecard y el título de «PQP Top Performer», DAS Solar reafirma su liderazgo en la tecnología N-type. En las pruebas PQP, los módulos de vidrio dual de tipo N de la compañía superaron rigurosas evaluaciones, incluyendo 600 ciclos térmicos, 2,000 horas de prueba de calor húmedo, 192 horas de prueba PID y pruebas de carga mecánica dinámica, demostrando su capacidad superior de generación de energía y adaptabilidad a climas extremos, lo que les valió el título de Top Performer en cinco pruebas.

Con la tecnología TOPCon 4.0 Plus desarrollada de manera independiente, los módulos de tipo N de DAS Solar logran una eficiencia de producción masiva de hasta el 26.6%, con una potencia que varía entre 430W y 715W. En una planta de energía en Qinghai, los módulos N-type superaron a los módulos de tipo P, obteniendo una ganancia de generación de energía promedio del 6.59%.

Gracias a conceptos de diseño avanzados y a la selección de materiales, se logró una mayor eficiencia en la generación bifacial, coeficientes de temperatura optimizados, mayor resistencia al riesgo de microfisuras y menor LID, lo que reduce los BOS del sistema y el LCOE, garantizando beneficios a largo plazo para los clientes.

Versatilidad y rendimiento superior en condiciones extremas

Los módulos N-type de DAS Solar son altamente versátiles, capaces de adaptarse a una amplia gama de escenarios de aplicación. A medida que crece la demanda de sistemas fotovoltaicos y los entornos de instalación se vuelven más complejos, estos módulos han demostrado su fiabilidad en una variedad de entornos, incluidos desiertos, zonas urbanas y sistemas fotovoltaicos flotantes.

En cuanto al rendimiento en altas temperaturas, las celdas TOPCon de tipo N de DAS Solar han mostrado capacidades excepcionales de generación de energía con un voltaje de circuito abierto que alcanza los 742mV y un coeficiente de temperatura de -0.28%/°C. Las pruebas han confirmado que estos módulos operan a temperaturas 1.6°C más bajas que los módulos de tipo P, mejorando significativamente la producción de energía. En una planta de energía en Hainan, los módulos de tipo N lograron una ganancia de generación del 4.41% en comparación con los módulos de tipo P, demostrando el rendimiento superior de la tecnología N-type.

Rendimiento en entornos extremos

Los módulos de DAS Solar también sobresalen en entornos extremos, desde el calor del desierto hasta climas húmedos en el sur. Gracias a su resistencia mejorada a altas temperaturas, baja atenuación, coeficiente de temperatura bajo y excelente resistencia a cargas, los módulos son capaces de soportar completamente entornos calientes, ventosos y arenosos. En las pruebas de resistencia a la humedad, los módulos de tipo N de DAS Solar demostraron un excelente rendimiento de aislamiento bajo un voltaje de 1500V CC, sin degradación del aislamiento ni daños en la superficie. Al enfrentarse a condiciones climáticas extremas, como nieve, alta humedad y temperaturas extremas, los módulos mantuvieron su estabilidad y salida de potencia, lo que demuestra su resiliencia.

Además, DAS Solar realiza pruebas de impacto con granizo de 35 mm en sus módulos para evaluar su resistencia durante todo el ciclo de vida. Después de 11 pruebas de impacto, la degradación de la potencia de los módulos fue solo de aproximadamente 0.07%, muy por debajo del estándar IEC del 5%, lo que demuestra que los módulos de DAS Solar pueden soportar condiciones climáticas extremas manteniendo un rendimiento estable.

Mirando al futuro

DAS Solar sigue comprometido con el liderazgo tecnológico y el valor para el cliente. Al adherirse a estrictos controles de calidad y principios de manufactura eficiente, la compañía continuará proporcionando soluciones energéticas verdes de alta calidad, eficientes y confiables, contribuyendo al desarrollo sostenible de la industria.

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La firma e-STORAGE, subsidiaria de Canadian Solar, ha conseguido un contrato EPC llave en mano para suministrar un sistema de almacenamiento de energía en batería (BESS) de CC de 98 MW/312 MWh al proyecto Huatacondo en Chile. El proyecto, desarrollado por Sojitz Corporation y Shikoku Electric Power Co., Inc. a través de su filial AustrianSolar Chile Cuatro SpA (“ASC4”), comenzará a construirse en el primer trimestre de 2025.

e-STORAGE proporcionará e integrará su avanzada solución de almacenamiento de energía SolBank 3.0 para el proyecto. Según el contrato EPC, e-STORAGE gestionará toda la infraestructura civil, mecánica y eléctrica del proyecto.

Toshinori Kawahara, director general de ASC4, comentó: “La construcción de nuestro proyecto de almacenamiento de energía es un hito importante para ASC4. Estamos muy contentos de poder contribuir a un suministro estable de electricidad en el norte de Chile”.

Colin Parkin, presidente de e-STORAGE, declaró: “Nos complace ampliar nuestra experiencia en almacenamiento de energía mediante la ejecución de nuestro primer gran proyecto en Chile, apoyando el ambicioso objetivo del gobierno de obtener el 70% de su electricidad de fuentes renovables para 2050. Este nuevo proyecto BESS en la Región de Tarapacá de Chile amplía nuestro portafolio global, reforzando nuestro compromiso de ofrecer soluciones energéticas confiables y de alto rendimiento en todo el mundo”.

SolBank 3.0 de e-STORAGE ofrece un rendimiento y seguridad excepcionales, con celdas LFP de alta densidad, BMS avanzado y un innovador TMS de refrigeración líquida. Su diseño compacto y su alta capacidad de más de 5 MWh por contenedor de 20 pies optimizan el uso del suelo y reducen los costos. El SolBank 3.0 cuenta con un grado de protección IP55, lo que lo hace resistente al viento y la lluvia, asegurando un funcionamiento confiable en el clima andino. La capacidad del SolBank 3.0 para funcionar eficazmente en un amplio espectro de temperaturas mejora aún más su durabilidad, lo que lo convierte en una solución ideal para entornos exigentes.

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El presidente de Argentina, Javier Milei, se posicionó en contra de la Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible durante la 79° Asamblea General de la Organización de las Naciones Unidas (ONU) que se celebró días atrás en la ciudad de Nueva York. 

El principal referente de La Libertad Avanza argumentó que el plan aprobado en 2015 “fracasó” y acusó al organismo internacional de «socialista» y de haber tomado medidas de «izquierda» que provocaron «un rumbo trágico; por lo que adelantó que Argentina abandonará la “posición histórica de neutralidad” para estar a la vanguardia “de la lucha en defensa de la libertad” e invitó a todos los países a abandonar el Pacto del Futuro para “abrazar la Agenda de la Libertad” que impulsa su gobierno de derecha.

“Aunque bienintencionada en sus metas, es un programa de gobierno supranacional de corte socialista, que pretende resolver los problemas de la modernidad con soluciones que atentan con la soberanía de los Estados-nación y violentan el derecho a la vida, a la libertad y a la propiedad de las personas”.

“La respuesta debería ser preguntarnos si no fue un programa mal concebido de inicio, aceptar esa realidad y cambiar el rumbo. No se puede pretender persistir en el error redoblando la apuesta de una agenda que ha fracasado”, agregó. 

Estas declaraciones despertaron las alertas dentro del sector energético renovable de Argentina, considerando que uno de los 17 Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) – establecidos en 2015 – plantea la meta de «garantizar el acceso a una energía asequible, segura, sostenible y moderna para todos». 

Es decir que busca disminuir la contaminación a causa de las energías fósiles y la ineficacia de los gobiernos para implementar energías limpias y renovables., a la par de brindar acceso a fuentes de energía modernas y sostenibles, no solo para hacer frente al cambio climático, sino también para el crecimiento económico de los países.3​

A la postura del presidente argentino frente a la ONU, se debe añadir que el mandatario argentino en reiteradas oportunidades negó que el cambio climático existiera y señaló que dicha temática es «una mentira del socialismo», a tal punto que eliminó el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible una vez asumió el gobierno. 

“Es bastante disparatado lo que planteó Milei, pero hay que entender que es parte de una movida global, que algunos llaman “nueva derecha”, que rechaza todos los avances que ha ido dando el capitalismo moderno. Eso incluye el rechazo a la agenda climática y el desarrollo sostenible. Es una idea regresiva y que ubica a la Argentina en un lugar extraño, a contrapelo de la conversación global”, opinó Juan Carlos Villalonga, presidente de GLOBE International, al ser consultado por Energía Estratégica..   

“No cumplir los ODS significa una mirada defectuosa del desarrollo, que nos coloca fuera de la agenda de países como la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE – integrada por 38 Estados); sumado a que representa que nos retiramos de la conversación internacional y quedamos aislados. Lamentablemente, es una movida que se viene gestando desde hace tiempo en nuestro país con los discursos “anti Agenda 2030”, añadió quien también fue diputado nacional entre 2015 y 2019. 

Además, el discurso negacionista de Milei también llegó pocos meses antes de que se realice una nueva Conferencia de las Partes (COP) en la ciudad de Bakú (Azerbaiyán), un año después de que Argentina,  en la pasada COP 28 de Dubai (Emiratos Árabes Unidos), adhiriera la declaración para duplicar las acciones de eficiencia energética y triplicar las energías renovables, en pos de alcanzar los 11000 GW a 2030 a nivel mundial, 

Hecho que también podría impactar negativamente en el sector y poner en jaque las inversiones presentes y futuras destinadas a la transición energética hacia fuentes más limpias y renovables en el país. 

“Todos los organismos de cooperación multilateral y bancos de desarrollo direccionan sus objetivos de financiamiento con los ODS. Por lo que realmente espero que no hayan tomado muy en serio lo dicho por Milei, porque si así fuera, estamos fritos”, subrayó Villalonga. 

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La Unión Europea (UE) y el Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) de Uruguay firmaron una declaración de intenciones para un aporte de 2.000.000 €, no reembolsables, para el avance del hidrógeno verde en el país. 

La iniciativa se enmarca bajo el programa Euroclima de la UE y tiene el objetivo de fortalecer la generación de capacidades que demandará la producción del H2V, apoyar la adecuación y ampliación del marco normativo actual e implementar un plan de difusión y diálogo ciudadano, entre otros fines.

“Queremos construir una economía del hidrógeno que estimule el crecimiento económico y de empleos. Por lo que las inversiones se destinarán a la fabricación, instalación y mantenimiento de productoras de H2 y electrolizadores”, afirmó Kadri Simson, comisaria de Energía de la Unión Europea. 

“La transición hacia energías limpias y renovables necesita una red de asociaciones, especialmente para el hidrógeno, porque sino quedaremos muy expuestos a la volatilidad de los precios (…) Y muchos países europeos ya estiman que necesitarán más H2 de lo que podrán producir, sumado a que Uruguay está preparado para convertirse en un productor líder de hidrógeno verde y sus derivados”, agregó. 

Mientras que la ministra de Industria, Energía y Minería de Uruguay, Elisa Facio, destacó el impulso del país en el proceso de la descarbonización e hizo hincapié en los memorándum de entendimientos que el país firmó a lo largo de los últimos años, como también en Hoja de Ruta de Hidrógeno Verde. 

Dicha hoja de ruta fue presentada –en su primera versión– en junio del 2022 y aprobada oficialmente en agosto del 2024; por lo que la versión final del documento proyecta que se requerirá la instalación de aproximadamente 18 GW de capacidad renovable y 9 GW en electrolizadores al 2040. 

De esos 18 GW renovables, el gobierno de Uruguay se planteó que 9 GW provengan de energía solar y otros 9 GW eólicos, vinculados al uso del espacio de la tierra y para que exista razonabilidad en el uso de otras actividades en el territorio y otras situaciones a nivel nacional. 

Mientras que los costos nivelados de producción estimados al 2030 permitirían que Uruguay sea competitivo, ya que se ubicaría entre 1,2 y 1,4 USD/kgH2 en la región oeste y de entre 1,3 y 1,5 USD/kgH2 en la región este del país, para una escala superior a 500 MW. 

“La producción de hidrógeno limpio es una gran oportunidad para el país, a tal punto que se prevén inversiones por USD 18000 millones hasta el año 2040, lo que permitirá crear más de 30.000 puestos de trabajo”, aseguró Facio durante un evento. 

“A comienzos del 2024, el país inició un estudio sobre la optimización de las infraestructuras energéticas y logísticas para el desarrollo de la economía del hidrógeno verde, con el que será necesario elaborar un plan estratégico para el desarrollo del sistema propuesto”, complementó. 

A ello se debe añadir que ya se anunció que existen cuatro proyectos de hidrógeno verde en desarrollo: dos en modalidad de plan piloto y dos de exportación, en fase de estudio de viabilidad y de análisis detallado antes de informar las inversiones concretas a realizarse. 

Por lo que desde el gobierno esperan estar a la vanguardia en la región y confían que los dos primeros proyectos comiencen a producir a fines de 2025, mientras que la primera etapa de los otros dos esté en marcha para el año 2029.

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El pasado primero de octubre la doctora Claudia Sheinbaum Pardo asumió el cargo de presidenta de los Estados Unidos Mexicanos. “Tengan la certeza que las inversiones de accionistas nacionales y extranjeros están seguras en el país”, expresó Sheinbaum, durante su primer mensaje como titular del poder ejecutivo. 

Aquel pronunciamiento fue bien recibido por la iniciativa privada. Entre ellos, Francisco Granados, director general de la Asociación de Comercializadores de Energía (ACE), aseguró que “este mensaje de nuestra presidenta empieza a tener mucha relevancia hacia el futuro que vamos a tener en este sector”.

Además, el directivo del ACE valoró como positivo que dentro de las primeras 100 acciones de gobierno, la presidenta haya considerado varias para el desarrollo del sector energético y en particular para el sector eléctrico. Sin embargo, subrayó la necesidad de que no haya cambios en materia legal y regulatoria. 

Durante su participación en un evento organizado por la Asociación Iberoamericana de Comercio de Energía (AICE), Francisco Granados recordó que el marco legal actual tiene sus raíces en la reforma constitucional de 2013 y se consolidó con la publicación de la Ley de la Industria Eléctrica en 2014, junto con sus reglamentos y las bases del mercado eléctrico en 2015. Según el directivo, este marco permitió un gran desarrollo del sector, que podría continuar si no se modifica. 

“Bajo este esquema en México se han desarrollado alrededor de 89,000 MW y su correspondiente inversión. En los próximos 15 años, necesitaremos de 93,000 MW más; es decir, desarrollar casi otro sistema eléctrico como el que hoy tenemos en México”, explicó Granados.

El crecimiento sostenible del mercado eléctrico, que hoy cuenta con 48.2 millones de usuarios finales y 1,200 usuarios calificados o libres, depende del cumplimiento de las reglas existentes, según el representante de Comercializadores. 

Por ello, en lugar de explorar nuevas opciones, la prioridad para el sector debería ser la aplicación rigurosa de la normativa vigente. “Antes de empezar a revisar si tenemos que implementar nuevos modelos, lo que tenemos que hacer en México es que se cumplan las leyes, los reglamentos y las bases del mercado que en este momento ya existen”, sostuvo.

El director general de la ACE también dio a entender que la reforma promovida por la administración saliente no debiera darse a lugar y enfatizó las deficiencias regulatorias que se vivieron durante aquel sexenio, lo cual afectó la certeza jurídica y el desarrollo del sector eléctrico. Desde su experiencia en comercialización aseguró que a pesar de contar con manuales y mecanismos regulatorios, en algunos periodos no se respetaron los lineamientos establecidos. Esto, afirmó, se tradujo en una falta de confianza por parte de los actores del mercado.

Transparencia en el sector eléctrico 

El directivo compartió la esperanza de que con una nueva administración en el gobierno no sólo se vuelva a garantizar la certeza jurídica sino también la transparencia en el acceso a la información.

Granados señaló que un elemento clave para el desarrollo del mercado eléctrico es la publicación de indicadores y datos relevantes, los cuales han estado ausentes en los últimos años. 

De allí, hizo hincapié en la importancia de la vigilancia del mercado por parte de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y el Monitor Independiente del Mercado, lamentándose de que el último reporte del Monitor se haya emitido en el año 2020.

Por eso, insistió: “Lo que estamos buscando es que se ejerza a cabalidad todo el marco legal y regulatorio ya establecido”.

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El ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, anunció la disponibilidad de alrededor de R$ 6000 millones en inversiones para la descarbonización de la industria nacional a través de polos de hidrógeno. La iniciativa está en asociación con los Fondos de Inversión Climática (CIF). El fondo internacional proporcionará financiación de bajo coste para impulsar proyectos en el sector. El anuncio fue hecho en una reunión paralela de la Misión Ministerial de Energía Limpia e Innovación (CEM-MI, por sus siglas en inglés), en Foz do Iguaçu (PR).

Silveira destacó la importancia de otra asociación internacional, esta vez con el Reino Unido, por lo que se abrirá convocatoria pública para recibir proyectos de hidrógeno bajo en carbono.

“Esta acción es parte fundamental del Programa Nacional de Hidrógeno (PNH2), y está alineada con nuestro plan de trabajo trienal 2023-2025. Queremos consolidar polos de hidrógeno de bajas emisiones en Brasil hasta 2035, aprovechando nuestra gran riqueza de productos energéticos y la creatividad de nuestro sector industrial”, afirmó el ministro.

Según el ministro, los hubs servirán para integrar las etapas de producción, almacenamiento y transporte, conectando diferentes sectores de la economía. “La estructuración de estos hubs nos permitirá satisfacer no sólo la demanda local, sino también convertirnos en un país competitivo en el escenario global del hidrógeno”, concluyó el ministro.

La convocatoria pública busca soluciones que cumplan con los criterios de elegibilidad, alineadas con los objetivos de los CIF y enfocadas en la descarbonización de sectores industriales de difícil abatimiento. Las propuestas seleccionadas podrán tener la oportunidad de formar parte del plan de inversiones de Brasil para acceder a financiamiento, que podría abarcar desde proyectos de ingeniería hasta la adquisición de equipos y capital de trabajo.

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La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) ha adelantado múltiples acciones que fortalecerán la seguridad energética en el corto y mediano plazo, impulsando la recuperación de los embalses.

Estas medidas regulatorias abordan de manera proactiva diversos aspectos, buscando garantizar un suministro confiable y estable, incluso en momentos de alta demanda y bajos aportes hídricos en el Sistema Interconectado Nacional.

La primera medida para apoyar la recuperación de los embalses consiste en establecer reglas para que los usuarios puedan ofertar, de manera transitoria, desconexiones de demanda en el mercado de energía.

Estas reglas comenzaron a aplicarse el viernes pasado, permitiendo que los usuarios, a través de su comercializador, ofrezcan la cantidad de energía que reducirán cada día de la semana siguiente.

Este procedimiento se repetirá hasta el 2 de noviembre de 2024, con posibilidad de extenderlo un mes más, mientras la Comisión de Regulación concluye los análisis del mecanismo propuesto en el Proyecto de Resolución 701 054 de 2024, que tiene vocación de permanencia.

La segunda acción de la Comisión de Regulación es facilitar la activación de mecanismos complementarios para asegurar la confiabilidad del suministro de energía.

Estos mecanismos están diseñados para apoyar la recuperación de los embalses mediante la activación de generación térmica, que los modelos energéticos del operador del sistema identifican como necesaria y eficiente. Este conjunto de reglas, creado en 2014, se ha actualizado varias veces, siempre para asegurar un suministro de energía confiable.

En línea con ello, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) y el Ministerio de Minas y Energía activaron el mecanismo para el sostenimiento de la confiabilidad energética en el marco de la Resolución CREG 026 de 2014, teniendo en cuenta los informes realizados por el Centro Nacional de Despacho y el Consejo Nacional de Operación.

También, para mejorar la disponibilidad de energía, se aprovechará la capacidad de las plantas de generación que aún no están registradas en el mercado, mediante la implementación de procedimientos rápidos, por medio de la aplicación de la Resolución CREG 101 053 de 2024.

Esto permitirá utilizar fuentes de energías adicionales, distintas a las hidroeléctricas con embalse, facilitando que estas últimas conserven más agua.

Además, se simplificarán los requisitos técnicos para las plantas que están próximas a operar, de modo que puedan aportar su energía disponible de forma segura, sin afectar la estabilidad del sistema eléctrico.

Simultáneamente a las medidas para incrementar la oferta de energía, se busca que los grandes usuarios conectados al Sistema de Transmisión Nacional optimicen su consumo.

Esto se logra flexibilizando el compromiso mínimo de consumo que estos usuarios tienen con la red, el cual está respaldado por una garantía.

Al reducir su consumo de energía, se disminuye la presión sobre el sistema y la necesidad de generar más energía. Esta reducción en la demanda también ayuda a conservar más recursos hídricos en los embalses. Mediante la Resolución CREG 101 052 de 2024 se dan instrucciones para la actualización técnica de variables claves utilizadas para medir los niveles de los embalses y su estado de operación.

Esta actualización permite, por ejemplo, identificar cuáles embalses deben ser priorizados para conservar agua y usarse en el futuro, o cuáles están cerca de su nivel mínimo que garantiza la entrega de energía firme de las plantas hidráulicas sin comprometer su operación.

Finalmente, la Comisión de Regulación está preparando reglas para mitigar los posibles impactos de las condiciones hidrológicas atípicas de esta temporada de invierno sobre los precios de la energía que se trasladan a los usuarios.

Estas medidas buscan reducir la cantidad de energía que se debe transar en la bolsa en momentos de alta volatilidad en los precios. Las reglas permitirán que los comercializadores negocien contratos de hasta un año con un precio máximo establecido, para proteger a los usuarios ante posibles fluctuaciones en los precios de la energía.

El director de la CREG, Antonio Jiménez, afirmó: «Con estas medidas, esperamos elevar el nivel de los embalses por encima de la senda de referencia para garantizar un abastecimiento confiable de energía durante el próximo verano. Continuaremos implementando todas las acciones necesarias para asegurar este objetivo».

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Nuevamente la región más austral de Chile marca un precedente a nivel nacional al formalizar, en el marco de la Ley 21.305 de Eficiencia Energética, a la primera generación de Gestores Energéticos de Chile, quienes esta semana, en el auditorio Ernesto Licavic de la Universidad de Magallanes, recibieron el diploma que certifica sus competencias en el área.

En este contexto, es que el seremi de Energía de Magallanes, Sergio Cuitiño, junto a su par de Trabajo, Doris Sandoval; la Coordinadora Regional de ChileValora, Marilyn Cárdenas, y Boris Aguilera, Gerente General de Fulcro -el centro certificador autorizado- acompañaron en la ceremonia de entrega de diplomas a los 17 nuevos -y primeros- Gestores Energéticos del país; donde además destaca, la primera mujer en obtenerlo.

Al respecto, el titular regional de Energía indicó que esta certificación tiene una mirada estratégica hacia el futuro, alineado con compromiso de la carbono neutralidad al año 2050 mediante el cumplimiento de la política energética nacional, como también de Eficiencia Energética y sus objetivos de reducción de emisiones de GEI y gestión de la energía a nivel de grandes consumidores.

“Nuestro país y nuestra región tienen grandes desafíos y oportunidades en términos energéticos, como lo es el desarrollo de la industria del hidrógeno verde, que puede traer importantes beneficios”, plantea.  

“Entre ellos están los beneficios de la independencia energética, los del desarrollo económico, que robustecen nuestra economía nacional y local, contribuyendo además con un producto idóneo para la crisis climática que enfrentamos a nivel global; todo lo anterior tiene que realizarse cumpliendo con la normativa nacional, brindándole garantías al sector empresarial, al Estado y, por sobre todo, a la sociedad, mejorando la calidad de vida de todos los habitantes de este país y de esta región”, aseguró Cuitiño.

Y agregó: “sin duda que el logro de certificación que hoy se está otorgando, lo tomamos como propio, toda vez que, como región nos vuelve a ubicar como la primera del país en formalizar a los primeros Gestores Energéticos de Chile, quienes a partir de sus competencias y experiencia aportarán los conocimientos para operar y mantener un sistema de gestión de energía en el marco de la Ley N° 21.305, sobre Eficiencia Energética”, dijo Cuitiño, quien agradeció el trabajo del Sence Magallanes y ChileValora para seguir impulsando la certificación de competencias laborales, “que en definitiva, se traducirán en mayores y mejores oportunidades laborales”, precisó.  

Por su parte, la Coordinadora Regional de ChileValora, Marilyn Cárdenas, sostuvo que para su institución “es muy importante apoyar a que la transición energética pueda incorporar mayores empleos, pero con una generación de nuevas competencias que permitan que la fuerza laboral se incremente en proporción al desarrollo de la industria energética”.

Según Cárdenas, ChileValora ha estado trabajando de la mano con el Ministerio de Energía “no sólo en impulsar más procesos de certificación, sino también en la creación de nuevos perfiles ocupacionales que permitan continuar profesionalizando las actividades energéticas”.

VALORAN CERTIFICACIÓN

A nombre de los certificados habló Gonzalo Mitrovich, Capitán de Navío y Administrador de Asmar Magallanes, quien expresó que la certificación del perfil de Gestor Energético “es un reconocimiento a nuestro desarrollo profesional, que nos incentiva a seguir perfeccionándonos; y a su vez, también es un reconocimiento a nuestras familias, por el apoyo que nos han brindado para que nosotros podamos estudiar, en desmedro del tiempo para compartir con ellos y así crecer profesionalmente”, aseguró añadiendo que la certificación -la primera a nivel nacional- “nos plantea un tremendo desafío a contribuir al cuidado de nuestro planeta, en una región donde se proyecta la industria del hidrógeno verde y proyectos de energías limpias, por lo cual este certificado es una herramienta potente para contribuir a lograr la meta de la carbono neutralidad al 2050 y aportar al desarrollo de nuestra región y del país en forma sostenible”.

Finalmente, Mitrovich agradeció a ChileValora y a Fulcro por la oportunidad otorgada para certificarlos y validar sus competencias como Gestores Energéticos.

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El secretario de Coordinación de Energía y Minería de Argentina, Daniel González, confirmó que el gobierno prepara un nuevo mecanismo para la expansión de las redes de transmisión y solucionar uno de los principales cuellos de botella para la implementación de las energías renovables en el país. 

“Antes de fin de año debemos salir con una propuesta concreta, que probablemente sea una licitación, sobre soluciones que no son de cortísimo plazo pero que por lo menos muestran que la rueda empieza a moverse nuevamente”, aseguró durante un evento. 

“El año pasado se publicó la Resolución SE 507/2023, donde sentí un consenso grande sobre lo que debemos hacer, pero la gran duda es cómo lo llevamos a cabo y quién lo paga. Pero está claro que el Estado no lo paga más, por lo que la pregunta es cómo generar condiciones para que se haga lo más rápido y eficiente posible, y que el sector privado sienta que tiene suficientes certezas para ir adelante”, agregó. 

Estas declaraciones llegaron inmediatamente después de que la Secretaría de Energía de Argentina publicase el “Plan de Contingencia y Previsión para meses críticos del período 2024/2026”, que tiene el objetivo de reducir o mitigar la crisis del sistema eléctrico ante la falta de reservas de potencia; y entre las que se distinguen medidas para acelerar obras de transmisión ya en marcha y con un grado significativo de avance. 

Pero la Res 507/2023 a la González hizo referencia fue lanzada por la anterior gestión de gobierno, donde se aprobó un conjunto de ampliaciones de la red y readecuaciones de estaciones transformadoras existentes en el país. 

Tal es así que se incluyó un plan de expansión de MMUSD 6.945 para incorporar 3.550 MW para capacidad renovable, como también para garantizar la confiabilidad del SADI, como por ejemplo la LT Vivoratá – Plomer correspondiente al proyecto AMBA I, obra prioritaria de más de 500 kilómetros que iba a ser financiada por China pero que se mantuvo trabada por más de un año; o incluso la interconexión eléctrica Río Diamante – Charlone – O’Higgins de casi 487 km entre Buenos Aires y Mendoza.

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

Por lo que, a pesar del cambio de gestión, el actual Poder Ejecutivo podría darle continuidad a esos planes y obras consideradas de ejecución “necesaria”, como también a las manifestaciones de interés para gestionar y financiar ampliaciones en redes de alta tensión (presentadas ante CAMMESA hasta octubre del 2023) o las inversiones en transporte eléctrico que se hacen a través del Mercado a Término de Energías Renovables junto a proyectos de generación.

Aunque desde el gobierno ya anticiparon que para aquellas líneas desvinculadas del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), será necesario una regulación por parte de la Secretaría de Energía para reglar el derecho a la servidumbre de electroducto porque serán un servicio público, sino para abastecer una demanda o sector específico como pudiera ser la minería. 

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El nuevo proyecto de ley urgente en materia económica enviado por el presidente Daniel Noboa a la Asamblea Nacional representa un cambio significativo en el sector energético de Ecuador.

Entre sus principales propuestas, busca aumentar a 100 MW la capacidad de generación de energía de proyectos de privados, con la intención de superar las restricciones impuestas por la Ley No Más Apagones, aprobada en enero de este año.

Esta iniciativa legislativa que tiene como nombre Ley Orgánica para Impulsar la Iniciativa Privada en la Transición a Energías Renovables responde a la grave crisis energética que enfrenta el país, caracterizada por frecuentes racionamientos eléctricos.

Eduardo Rosero Rhea, presidente de la Asociación Ecuatoriana de Energías Renovables y Eficiencia Energética (AEEREE), se refirió a esta «tormenta perfecta» para el sector durante su participación en un evento organizado por la Asociación Iberoamericana de Comercio de Energía (AICE).

Según Rosero Rhea, el desabastecimiento eléctrico ha generado una oportunidad única para replantear el marco regulatorio y normativo para fomentar las inversiones en nueva generación.

“En Ecuador estamos pasando una crisis energética bastante cruda, en la cual tenemos racionamientos de energía eléctrica por varias horas, dependiendo de la zona geográfica. Esto abre nuevas oportunidades para los esquemas regulatorios tanto de la Ley Orgánica de Servicio Público de Energía Eléctrica, el reglamento y las demás regulaciones”, explicó.

Una de las medidas clave del proyecto que presentó el ejecutivo nacional es permitir la participación privada en proyectos de hasta 100 MW (antes restringidos a 10 MW por la Ley No Más Apagones). Este cambio podría facilitar el desarrollo de proyectos de energía renovable para aliviar la crisis energética.

Otra de las reformas propuestas se enfoca en permitir a las distribuidoras eléctricas la compra directa de energía a través de contratos de compraventa a largo plazo (PPA), sin necesidad de un proceso público de selección o licitación, lo que dinamizaría el mercado.

“La reforma enviada a la Asamblea plantea que estos proyectos no deberían pasar por un esquema de proceso público de selección, sino que puedan ser otorgados por la necesidad de cobertura de esta crisis energética. Esto podría destrabar la situación en un plazo de unos dos meses”, apuntó Rosero Rhea.

El segmento de generación renovable distribuida también tendría novedades pero en materia regulatoria. La última resolución emitida por la Agencia de Regulación y Control de Electricidad (ARCONEL), ha facilitado la autogeneración y autoconsumo para clientes industriales mediante un sistema de compensación de net metering con liquidación mensual. Esta medida ha permitido a algunas empresas autogenerar la energía necesaria para sus operaciones en medio de la crisis actual.

Ahora bien, a pesar de estas reformas, el esquema de subsidios a las tarifas eléctricas aún representa un desafío para la competencia en el sector. El presidente de AEEREE señaló que las tarifas subsidiadas para el consumidor final no reflejan los costos reales de generación, transmisión y distribución, lo que limita la competitividad de los proyectos de autogeneración y generación distribuida.

“Este esquema de generación distribuida o autogeneración tiene que competir con un esquema subsidiado el cual no es una libre competencia, y sobre todo que los clientes regulados industriales tienen un subsidio adicional”, comentó.

Por ello, la Ley Orgánica para Impulsar la Iniciativa Privada en la Transición a Energías Renovables tiene el potencial de atraer inversión privada al sector energético de Ecuador, promoviendo proyectos de energías limpias. Sin embargo, el éxito de su implementación dependería de la capacidad del gobierno y las instituciones reguladoras para llevar a cabo estos cambios y brindar certeza a los inversionistas, un reto significativo en un contexto de crisis como el que enfrenta actualmente el país.

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El sector energético de Paraguay aguarda la publicación del pliego de la licitación internacional para la construcción del primer parque fotovoltaico del país, que se ubicará en Chaco Central y permitirá diversificar la matriz eléctrica del país una vez se instalen los más de 100 MW de capacidad.

La publicación oficial se retrasó en diversas oportunidades, dado que inicialmente estaba prevista para el primer cuatrimestre del año y luego se aplazó para mitad de año tras conocerse que debía revisarse algunos detalles de la nueva ley de contrataciones públicas y la reglamentación de la ley de fomento a las energías renovables (Ley N° 6977/2022). 

Mauricio Bejarano, viceministro de Minas y Energía de Paraguay, dialogó con Energía Estratégica y explicó los motivos de la demora del pliego y el estado en el se encuentra el llamado. 

“El análisis de la licitación está concluido, pero debemos hacer un cambio normativo porque la estructura de compra de energía por parte de la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) tiene algunas barreras normativas que se enmarcan dentro de la ley de contrataciones públicas. Estamos atorados con ello, considerando que será la primera vez que la ANDE comprará energía alternativa del sector privado”, señaló.

“Primeramente se detectó la ampliación del contrato o plazo de venta de energía, de 15 a 30 años, aunque tras un análisis íntegro detectamos que tal como está la ley de licitaciones públicas, no pueden competir los consorcios o que un ganador hoy en día no puede transferir o ceder el proyecto a otra empresa”, aclaró. 

Y cabe recordar que, en principio sólo la ANDE tomará y comercializará  esa energía renovable, ya que la reciente reglamentación de la Ley N° 6977/2023 (fomento a las ERNC no hidráulicas) le permite a la Administración adquirir energía eléctrica de los generadores ERNC a través de la suscripción de un contrato PPA (Power Purchase Agreement).  

Pero de continuar sin los cambios regulatorios necesarios, las autoridades de Paraguay temen que pudiera quedar desierta la licitación, por lo que buscan ajustar tales detalles para tener un proceso continuo, a la par que confían que puedan lanzarla oficialmente antes que finalice el 2024. 

“Estamos ajustando algunos detalles de la regulación ya que desde el gobierno queremos que sea un ejercicio dinámico y se convierta en un proceso más grande como el Programa RenovAr de Argentina. Y estimo que a fin del corriente año tendremos una normativa más adecuada, ágil y dinámica” 

“Además, con el pasar del tiempo seguramente deberemos aumentar la cantidad inicial de potencia que trazamos para el parque solar”, anticipó Bejarano, abriendo las puertas a que el proyecto fotovoltaico finalmente tenga 140 MW de capacidad (40 MW más de lo previsto). 

Mientras que su instalación tendría un costo aproximado de USD 1.000.000 por cada megavatio de potencia, según cálculos realizados ANDE; aunque aún resta esperar los documentos oficiales de la licitación del primer parque solar de Paraguay.  

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El desarrollo de infraestructura eléctrica en Guatemala se presenta como una prioridad estratégica para el país, especialmente de cara a la nueva capacidad de generación que ingresará tras la licitación PEG-4 que adjudicó 235 MW por año y la próxima gran licitación PEG-5 que promete incorporar en el orden de los 1200 MW.

David Cabrera, vicepresidente de la Asociación Guatemalteca de Transportistas de Energía (AGTE), expuso que existe un marcado interés de diversos actores en participar del mercado y sería el momento de apostar por la expansión de las redes de transmisión.

“Hay mucho apetito en poder invertir en Guatemala”, aseguró, durante su participación en el evento SER de la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER).

Siguiendo el análisis del referente de AGTE, el crecimiento de la infraestructura de transmisión en Guatemala puede darse de dos maneras: a través de licitaciones públicas y mediante iniciativas propias. “Licitaciones públicas hemos tenido dos y se han concluido en una buena medida, no están terminadas. Iniciativa propia es lo que ha dado el crecimiento”, explicó, añadiendo que estas últimas han sido clave para mantener la estabilidad del sistema de transmisión en las últimas dos décadas. Cabrera subrayó que la expansión de la red se ha logrado gracias a proyectos propuestos por los transportistas en acuerdo con la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), lo que ha permitido desarrollar un sistema confiable y sólido.

“La inversión privada en los últimos 20 años ha representado el eslabón más fuerte en esta cadena del sector eléctrico. Hoy en día, más del 50% de la transmisión del país es privada y eso año con año va creciendo en base a la confianza y credibilidad que los actores actuales de transmisión tienen en el sistema y lo que han podido desarrollar y siguen desarrollando en el país. Esto hay que fomentarlo, incentivarlo, porque este crecimiento no se va a dar necesariamente con fondos públicos y se puede dar a través de la iniciativa privada”, agregó David Cabrera.

Sin transmisión no hay transición 

Con miras a los próximos años, el vicepresidente de los transportistas hizo un llamado a planificar las nuevas obras de infraestructura de forma estratégica, considerando escenarios de mediano y largo plazo.

“Debemos de tener un horizonte que nos permita adelantarnos a las necesidades futuras del país, no debemos de pensar solo en hoy, sino hemos de pensar en el mañana”, afirmó. En su visión, un sistema de transmisión robusto y con redundancia es esencial para ofrecer energía de calidad a los usuarios finales y, al mismo tiempo, mantener la competitividad de los costos de generación.

Para Cabrera, Guatemala se encuentra en una coyuntura clave. El país necesita proyectos estratégicos que conecten la oferta de generación con la demanda de consumo, lo que, a su juicio, no solo se logrará con licitaciones públicas, sino también con mecanismos que promuevan las iniciativas privadas. “Si no tenemos un sistema de transporte robusto, la energía se vuelve cara. ¿Por qué? Porque hay que invertir en llevarla al punto. Y les pongo un símil: es como las redes de carreteras o la red de calles de Guatemala hoy en día, estamos colapsados”, mencionó.

En cuanto a la licitación PEG-5, David Cabrera, vicepresidente de la Asociación Guatemalteca de Transportistas de Energía (AGTE) expresó que será un detonante de nuevas necesidades de transmisión en el país. Y, frente a este desafío, resaltó la importancia de alinear estas iniciativas con un plan nacional, que permita planificar la infraestructura necesaria para el desarrollo del país:

“Debemos de enlazar todo en una política de Estado que permita que estos planes sean parte de un Plan de Nación. ¿Por qué? Porque las inversiones futuras en nuevas producciones, las inversiones futuras en nuevas plantas que generen empleo en el país deben de estar atadas a la energía.

Sin energía eléctrica es muy difícil atraer inversión extranjera todo esto nos hace pensar que la transmisión es un elemento estratégico y vital entre las necesidades del país y quisiera cerrar con ese tema: Guatemala tiene un sistema de transporte negociable y robusto pero necesita inversión. ¿Para qué? Para mantener la estabilidad del país, que la generación siga siendo competitiva y que los costos de energía se mantengan en los niveles necesarios para poder desarrollar al país.

Si queremos desarrollar el país y queremos tener crecimiento del 4 o 6% de crecimiento Nación, nosotros debemos de crecer al 6 u 8% en en generación eléctrica y a 6 u 8% en transmisión eléctrica para poder acoplarnos a ese desarrollo del país. Recordemos que sin transmisión no hay transición energética, sin transmisión no vamos a poder tener un sistema robusto y confiable para el país”.

Riesgos en inversiones en transmisión

El referente empresario advirtió que se deben superar ciertos desafíos para fomentar la inversión. Entre ellos, mejorar la certeza jurídica, simplificar los trámites y principalmente resolver los conflictos sociales que retrasan la ejecución de proyectos.

“El problema es que muchas veces, uno teniendo la permisología completa, no puede trabajar [por cuestiones sociales] y eso genera un conflicto importante y un atraso en las obras. Si la inversión en vez de ser de dos años o cuatro años se vuelve de 10 años, ya el flujo económico no funciona y eso deja de ser negocio”, puntualizó.

De allí, sugirió que el Estado y el sector privado trabajen de manera conjunta para reducir el riesgo de construcción de proyectos de transmisión, compartiendo responsabilidades y generando un entorno más atractivo para la inversión:

“En las licitaciones, generar las condiciones necesarias para que el riesgo de construcción quede en manos del transportista pero el riesgo social sea compartido con el Estado, porque el Estado es el mejor mecanismo para poder solventar los temas. Y, en el tema de iniciativas propias en general, los mecanismos financieros que permitan atraer esa inversión”, concluyó.

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Desde la Puerta de Oro de Colombia, el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho y su equipo de trabajo, entregan un balance positivo del segundo día de la Feria de las Economías para la Vida con ruedas de inversión, Congreso TEJ y oferta institucional.

El ministro Camacho sostuvo una rueda de negocios con inversionistas nacionales e internaciones, específicamente de los temas de transición energética, donde respondió preguntas de las empresas y presentó el portafolio de inversión para la Transición Energética Justa (TEJ), como plataforma que tiene el país para que la inversión llegue de una manera organizada, respetando los licenciamientos ambientales y el fortalecimiento del beneficio social a través de 14 proyectos.

La inversión asciende a los 81 billones de pesos para sumarse a la producción de energías limpias que le permitan a Colombia la diversificación de la matriz energética. En la misma línea, se presentó el Congreso TEJ, un espacio para fomentar la transformación climática, energética, económica y social, a partir de la construcción y diálogo con las voces de expertos y referentes nacionales e internacionales.

La apertura estuvo a cargo del expresidente de España, José Luis Rodríguez Zapatero, el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, y la ministra de Transporte, María Constanza García.

Las discusiones más destacadas de esta jornada tuvieron que ver con los proyectos bandera de MinEnergía: Comunidades Energéticas – justicia y autonomía; Iniciativas de Paz y estrategias de planificación territorial hacia una minería para La Paz y la vida; ¿La transición viene en tren? – Iniciativas de movilidad sostenible en Colombia y transición energética regional, componentes claves en el cuidado de la vida y la democratización de la energía.

Por último, la viceministra de Minas, Johana Rocha, se reunió con mineros artesanales de Nariño, Cauca, Bajo Cauca, Chocó, Cundinamarca, Santander, Boyacá, Córdoba y Valle del Cauca, con el fin de escuchar sus necesidades en torno a la formalización minera y la importancia de migrar a una minería para la vida y la paz.

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Los días 29 y 30 de octubre, el JW Marriott Hotel Bogotá será el epicentro del debate sobre el futuro de la transición energética en Colombia. El Foro de Energía Sostenible (FES Colombia), en su cuarta edición, reunirá a más de 500 asistentes, entre ellos líderes y actores clave del sector energético.

Este evento no solo es una oportunidad para explorar temas cruciales como la generación distribuida y el almacenamiento, sino también para establecer conexiones estratégicas en los espacios de networking, que serán una de las grandes apuestas de este año.

ENTRADAS DISPONIBLES  

El evento promete convertirse en un referente para el intercambio de ideas, conocimientos y oportunidades de negocio en el ámbito de las energías renovables. Con la expectativa de reunir a ejecutivos de alto nivel, consultores y desarrolladores, FES Colombia brindará a los asistentes la posibilidad de formar parte de un ecosistema en constante crecimiento y evolución.

En esta edición, el espacio de networking ha sido diseñado para maximizar la interacción entre los participantes, promoviendo la creación de alianzas y colaboraciones que impulsen proyectos sostenibles.

Paneles destacados: Aliados clave para la transición energética

Uno de los momentos más esperados de FES Colombia será el Panel 7, titulado «La Generación Distribuida y el Almacenamiento: Aliados clave de la Transición Energética», que se llevará a cabo el 30 de octubre, es decir, durante el segundo día de la jornada.

Este panel contará con la participación de destacados expertos en el sector, como Oliver Quintero, Key Account Manager de Sungrow; Jorge Iván Ospina Canencio, Service and Product Manager Colombia de Solis; Luis Contreras, Managing Director de Yingli Solar; Andrés Azula, Solution Engineer South America de GoodWe; Luciano Silva, Product Manager LATAM de Trina Storage; y Jaime Andrés Herrera Restrepo, PV & BESS Product Manager de Huawei, compartirán su visión sobre las oportunidades y desafíos tecnológicos.

Participación y entradas disponibles

Con un aforo estimado de más de 500 asistentes, las entradas para FES Colombia ya están disponibles. Los interesados en asistir al evento pueden adquirir sus boletos a través de los canales oficiales y ser parte del futuro de las energías renovables en el país.

ENTRADAS DISPONIBLES  

Conectividad en redes: Únete a la conversación

Para aquellos que no puedan asistir presencialmente, el evento contará con una activa participación en redes sociales bajo el hashtag #FESColombia. Esta será una excelente oportunidad para seguir el desarrollo de las discusiones en tiempo real y conectarse con otros profesionales del sector.

FES Colombia se posiciona como un evento indispensable para quienes buscan estar a la vanguardia de la transición energética en Colombia y América Latina. Además de sus paneles de alto nivel, los espacios de networking permitirán a los asistentes establecer conexiones clave y discutir sobre las oportunidades que las energías renovables presentan en el contexto actual.

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La generación distribuida ha ganado terreno en República Dominicana, aportando cerca de 400 MW de capacidad instalada a un sistema que enfrenta dificultades para satisfacer la demanda eléctrica y garantizar una distribución eficiente de la energía.

En atención a su crecimiento e importancia en el sistema la Superintendencia de Electricidad (SIE) a avanzado en la aprobación de una Audiencia Pública para abordar una propuesta de Reglamento para la Aprobación, Interconexión y Operación de Instalaciones de Generación Distribuida de Energía (ver).

Entre las principales modificaciones, la propuesta de reglamento establece un costo por uso de la red a los clientes en tarifa monómica, aquellos que pagan únicamente por energía y no por demanda. De acuerdo con Abraham Espinal, gerente de Ingeniería de Enestar SRL, la implementación de esta medida llegaría para “hacer justicia con las distribuidoras”. Sin embargo, también advierte sobre el impacto que podría tener en los principales usuarios de esta tarifa.

“Se debe tener mucho cuidado en la implementación de estos cambios para no limitar el acceso a este tipo de energías a las residencias, que son el mayor consumidor de la red, y a los pequeños negocios, ya que esto les ha permitido ser más competitivos en el mercado local”, consideró el gerente de Ingeniería de Enestar SRL.

Y añadió: “Entiendo que se deben evaluar con pinzas los cambios que se van a hacer. Si no se quiere limitar el acceso a este tipo de energías, hay que considerar que el monto por el uso de la red sea relativamente bajo”.

Al respecto, es preciso indicar que aún no hay cifras específicas o metodologías de cálculo en la propuesta de reglamento, que permitan tener certeza sobre el valor a pagar. Por lo que, una instancia clave para solicitar aclaraciones y realizar aportes será la audiencia publica prevista para finales de este mes de octubre. No obstante, desde la óptica de Abraham Espinal el sector privado correría con desventaja para realizar aportes.

“No se menciona ningún monto. Eso crea mucha incertidumbre en el sector (…) No podemos refutar adecuadamente o decir si va a ser algo positivo o no, ya que no tenemos la información suficiente”, explicó Espinal.

En conversación con Energía Estratégica, el especialista también mencionó que la implementación del cobro por la inyección de potencia a la red para clientes en tarifa binómica (aquellos que pagan por demanda y uso de la red) no sería una medida adecuada, ya que estos clientes ya están pagando por el uso de la red.

Visto aquello, la audiencia pública nuevamente vuelve a ser una instancia que podrían aprovechar instaladores de Generación Distribuida de Energía para presentar este tipo de comentarios y observaciones.

Para el futuro de la generación distribuida, es crucial que se incluyan todos los puntos de vista y se realicen los ajustes necesarios para garantizar la sostenibilidad del sector.

“Entendemos que un nuevo reglamento contribuirá a la consecución de la generación distribuida. Los clientes que generan toda su energía, prácticamente no pagaban nada y obviamente son clientes que reciben un servicio y una disponibilidad de red que tiene algún tipo de costo. Había que monetizar esa parte, pero el monto debería ser bajo”, consideró Abraham Espinal y postuló:

“Sería interesante simplificar los procesos. Como el caso de la Ventanilla Única para proyectos de gran escala, lo ideal sería implementar algo similar para la generación distribuida, pero el flujograma propuesto no simplifica los procesos”.

Estudios adicionales y ralentización de proyectos

Una de las preocupaciones más grandes del sector, según el gerente de Ingeniería de Enestar SRL, es la necesidad de realizar estudios detallados para pequeñas instalaciones de generación distribuida.

La propuesta del nuevo reglamento para generación distribuida en República Dominicana establece la necesidad de realizar dos tipos de estudios para evaluar la viabilidad de los proyectos: el estudio suplementario y el estudio detallado. El primero aplica a sistemas monofásicos de hasta 10 kW y trifásicos de hasta 100 kW, lo que abarca incluso a algunas residencias, mientras que el segundo se realiza para proyectos que superen los 250 kW o cuando los parámetros del estudio suplementario no se cumplan. Siguiendo con el análisis de Abraham Espinal, esta clasificación podría representar “una barrera adicional” para proyectos de menor envergadura que desean ingresar al sistema.

Otra de las particularidades es que se asigna a los clientes la responsabilidad de llevar a cabo estos estudios, utilizando los datos de la red que las distribuidoras están obligadas a suministrar. “Es algo bueno y malo”, consideró Espinal, ya que aunque le da al cliente la posibilidad de verificar los resultados con transparencia, también implica la existencia de un mercado especializado capaz de realizar dichos estudios y en la actualidad se carecería de la capacidad técnica para asumir este proceso de manera eficiente en el país, lo que podría ralentizar la aprobación e instalación de nuevos proyectos.

“Esto creará un gap en el tiempo, porque la oferta de proyectistas no es equiparable a la cantidad de compañías que están sometiendo e instalando proyectos de generación distribuida”, subrayó el referente consultado.

Y propuso: “Lo ideal sería realizar estudios periódicos en los diferentes circuitos para tener un proceso expedito de aprobación, y no la realización de estudios individuales por cada proyecto, lo cual obviamente tomará mucho más tiempo y recursos”.

Un futuro incierto pero con potencial

El camino hacia una regulación que equilibre los intereses de las distribuidoras, los pequeños consumidores y la expansión de la generación distribuida en República Dominicana parece aún incierto. Sin embargo, Espinal cree que, con ajustes y un enfoque pragmático, el nuevo reglamento podría ser un punto de partida para impulsar la generación distribuida en el país, garantizando tanto la sostenibilidad del sistema como la competitividad de los pequeños consumidores.

“Se debe buscar un balance entre regular correctamente el uso de la red y mantener las condiciones que han permitido el crecimiento de la generación distribuida. Con los ajustes adecuados, podríamos estar sentando las bases para dar continuidad y potenciar a las energías renovables de la manera más sostenible”, concluyó Abraham Espinal, gerente de Ingeniería de Enestar SRL.

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Invest Guatemala, iniciativa que promueve a Guatemala como destino de inversión extranjera directa, busca consolidar un portafolio de proyectos energéticos atractivo, especialmente de energías renovables.

Durante una ponencia en el evento SER organizado por la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER), Juan Esteban Sánchez, director ejecutivo de Invest Guatemala, hizo mención del gran potencial del país para atraer capital extranjero y subrayó la importancia de contar con un entorno adecuado para respaldar las nuevas inversiones en energías limpias.

Actualmente, alrededor del 70% de la matriz energética de Guatemala se compone de fuentes renovables. Sin embargo, Sánchez identificó la necesidad de mantener el nivel del pipeline de proyectos y seguir atrayendo capital extranjero.

“La pregunta es cómo mantenemos las inversiones actuales y cómo seguimos creciendo”, afirmó. Entre las principales preocupaciones identificadas por el sector están la falta de infraestructura de transmisión y la necesidad de crear más incentivos para atraer a nuevos actores.

El director ejecutivo de Invest Guatemala mencionó que se ha dialogado con transportadores de energía que identificaron la urgencia de recursos frescos para expandir la red de transporte de alta tensión. “Ayer, me sorprendió un dato y es que se necesitan 4,500 kilómetros más de redes, eso es gigante. La invitación es: venga, mirémoslo y busquemos al inversionista internacional que sí efectivamente ve a Guatemala como un buen destino de inversión”, enfatizó.

Además de atraer más recursos financieros, Juan Esteban Sánchez sugirió que se podrían explorar operaciones de fusiones y adquisiciones (M&A) en el sector eléctrico. De acuerdo con su análisis, esto podría abrir oportunidades para que los actores locales busquen socios internacionales.

“Abran el equity, hay interés por parte de inversionistas internacionales para meter y pueden incluso solventar un poco el tema de deuda o incluso hay algunos actores del sector eléctrico que eventualmente pueden presentarnos Generación Distribuida Renovable (GDR) o por qué no, proyectos para la licitaciones que se vienen”, expuso ante un auditorio de más de 300 profesionales.

Desde la óptica del ejecutivo, para lograrlo es esencial tener claro cómo se valoran los proyectos y cómo se presentan a los inversionistas. En este sentido, señaló que Guatemala ofrece seguridad jurídica para las inversiones eléctricas. “Si nosotros identificamos las variables de riesgo, no de certeza jurídica, sino de seguridad jurídica en las inversiones eléctricas en Guatemala, estamos bastante cubiertos”, añadió. No obstante, reconoció que factores como la deuda, los impuestos y el riesgo país deben tomarse en cuenta al calcular la rentabilidad esperada de los proyectos.

Como ejemplo, Sánchez compartió una evaluación financiera de un proyecto conservador de 5 MW proyecto de 5 MW con una renta del terreno baja, con un 50% al spot y un 50% a un PPA a 15 años. Siguiendo su análisis, este ofrecería en líneas generales una Tasa Interna de Retorno (TIR) del 14.22% con un Costo Promedio Ponderado de Capital (WACC) del 13%. “Este indicador es muy atractivo. ¿Cuánto está dando un plazo fijo? 6%. Aquí estamos hablando del 14% con la posibilidad de sacar flujos mensuales o anuales”, explicó.

El referente también destacó que las inversiones en generación con fuentes renovables son de las pocas que tienen incentivos por norma en Guatemala y que eso resulta atractivo y necesario de aprovechar. Sin embargo, hizo un llamado a fortalecer estas estructuras de incentivos y evaluar el impacto de las nuevas tecnologías en la reducción de costos y el incremento de rentabilidad, lo que mejoraría el panorama inversor aún más: “Se viene muy fuerte el tema de baterías, lo que puede generar mayor flujo porque tomo simplemente la curva alta demanda en la noche. ¿Los incentivos son suficientes? Yo creo que hay que seguir trabajando en ellos”, puntualizó.

En cuanto a la infraestructura, uno de los mayores desafíos identificados por Invest Guatemala es la falta de redes y subestaciones suficientes para absorber la nueva generación de energía renovable. “Todo este proyecto se me cae si la red de alta tensión no tiene una subestación al lado o porque la persona del GDR tiene que construir 10 kilómetros de red”, cuestionó. Por ello, hizo un llamado urgente a incrementar las inversiones en transporte de energía para acompañar el crecimiento de la generación renovable.

Para abordar estas problemáticas, Juan Esteban Sánchez destacó la importancia de trabajar en una hoja de ruta clara para el desarrollo energético del país, tomando como referencia el documento “Estrategia para la Transición Energética en Guatemala” de la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER).

De este documento, Invest Guatemala ha identificado cuatro puntos fundamentales: fortalecimiento del sistema eléctrico, actualización del WACC, garantizar la seguridad y certeza jurídica, optimizar permisos y licencias.

AGER presenta una actualización de su Estrategia para la Transición Energética en Guatemala

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El gobierno de Argentina lanzó el “Plan de Contingencia y Previsión para meses críticos del período 2024/2026” para reducir o mitigar la crisis del sistema eléctrico ante la falta de reservas de potencia y evitar interrupciones del servicio electricidad en los picos de demanda.

Las medidas se hicieron oficiales a través de la Resolución 294/2024 y tal como anticipó Energía Estratégica días atrás (ver nota), el plan contempla incentivos transitorios a la disponibilidad de los generadores térmicos, el incremento de Intercambios energéticos (temporales e intertemporales) con otros países de países limítrofes (Brasil y Paraguay principalmente), la aceleración las obras de transmisión, un mecanismo de gestión de demanda de los grandes usuarios y que las distribuidoras presenten un programa de atención de contingencias.

El esquema de remuneración para centrales térmicas estará vigente entre diciembre 2024 y marzo 2026, y podrá ser prorrogado por 12 meses adicionales. Aunque cabe aclarar que el generador que desee optar por el beneficio deberá manifestar su voluntad en los próximos treinta días a CAMMESA. 

Mientras que para las obras de transmisión se prevé fomentar las inversiones en las ampliaciones del sistema, implementar un esquema integral de disponibilidad preventiva en aquellos nodos identificados como críticos con sobrecarga.

Además, el Ente Nacional de Regulador de la Electricidad (ENRE) deberá informar los proyectos de transporte eléctrico en alta tensión y por distribución troncal con grado de avance significativo, a fin crear mecanismos que permitan su puesta en servicio comercial en el menor plazo posible.

Por otro lado, el mecanismo de gestión de demanda de los Grandes Usuarios Mayores (GUMAS) será voluntario, programado y remunerado para aquellos dispuestos a cortar su consumo de energía en aquellos días de altas temperaturas,  siempre y cuando sus requerimientos máximos declarados sean mayores a 10 MW.

Las ofertas de reducción de carga por parte de los GUMAS habilitados, deberán ser realizadas a la Programación Semanal incluyendo la reducción propuesta respecto a la demanda prevista en las horas de posible convocatoria, incluyendo el precio ofertado en USD/MWh y las horas disponibles cada día, con un límite máximo de 8 horas diarias. 

El precio máximo para la energía asociada a cada oferta de reducción de carga será de USD 350 MWh. Y en caso de resultar menor la potencia ofertada y comprometida se reducirá el precio a reconocer, pero si el incumplimiento fuera mayor al 50%, el GUMA quedará excluido de la lista de ofertas del resto de la semana en curso y de la semana subsiguiente. 

A pesar de las medidas mencionadas, desde el sector apuntaron a la falta de acciones previas por parte del Poder Ejecutivo desde que asumió en diciembre del año pasado, como así también a los cambios de discurso, toma de decisiones y la quita de facultades sobre CAMMESA. 

“Esta medida es todo lo contrario a lo que el gobierno dijo que iba a hacer. El problema es qué sucede si hay una ola de calor de varios días que no se puede administrar. Dicho esto, el gobierno no tiene herramientas porque hace un año que no hace ni resolvió absolutamente nada, por lo que recurre a lo que conoce CAMMESA”, sostuvo el ex-subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Paulo Farina en conversación con Energía Estratégica.

“Son incentivos que no cambian la situación en lo más mínimo. Lo único que servirá en el momento, como cuando el sistema estuvo al límite en anteriores ocasiones, serán las órdenes del organismo encargado del despacho respecto a las cargas”,  agregó. 

Con ello, el especialista apuntó que hasta el momento no se brindó ninguna señal o modificación para que se concreten nuevas inversiones en el sector energético del país que permitan afrontar los picos de demanda de los próximos años, más aún si se espera un crecimiento de la misma. 

“El gobierno quiere que el sector privado haga la obra pública, pero en este año no lo hizo ni tuvo impedimentos para reformular el sistema de transporte para que ello suceda, por ejemplo bajo un esquema de cánones. Quizás en 500 kv cueste un poco más porque las inversiones son más grandes, pero en 132 kV son menores”, insistió. 

“Hay falta de creatividad. Es deprimente y vergonzoso que no se haya hecho nada hasta el momento. Sumado a que no se entiende que no se planifiquen inversiones para las renovables, considerando el potencial que tienen y el financiamiento existente para las empresas”, subrayó.

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“Vamos a impulsar las energías renovables. El objetivo es que en 2030 tengan una participación del 45%”, sostuvo Claudia Sheinbaum, presidenta de los Estados Unidos Mexicanos durante su asunción. 

Ahora bien, no toda la capacidad que se interconecte en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) sería para la iniciativa privada. En el total instalado, la actual administración de gobierno mantendría las bases del sexenio de gobierno pasado fundamentadas en alcanzar la soberanía energética con una mayor participación estatal. 

“CFE garantizará y reforzará la capacidad de transmisión, distribución de energía y generación. Como lo dijimos, el estado mediante CFE va a producir al menos el 54% y el 46% con generación privada. Así lo dejó el presidente Lopez Obrador y así va a continuar porque es indispensable la soberanía energética”, ratificó la presidenta.

En lo que sería el “Segundo Piso de la Cuarta Transformación” propone además mayor participación en distintas instancias de la cadena de valor productiva de energías renovables y electromovilidad. 

“Pondremos en marcha la producción de litio con desarrollo tecnológico propio. Vamos a consolidar el Plan Sonora ampliando la generación eléctrica solar, la cadena productiva del litio, del cobre, de semiconductores y la electromovilidad”, expresó. 

En la otra vereda, aseguró que no iría a haber un aumento de su producción petrolera y descartaría la salida de estos recursos no renovables al mercado internacional:

“El objetivo fundamental de la producción de petróleo seguirá siendo el consumo nacional, no la exportación. Para eso el fortalecimiento de nuestras refinerías. Este se limitará a una producción de 1.8 millones de barriles diarios. Aumentaremos la producciones de petroquímicos y fertilizantes”, añadió. 

Regresando a la generación eléctrica, comentó que no solo buscará crecer en el parque de generación en el SEN sino también a través de generación distribuida y, en concreto, autoconsumo solar residencial. 

“En algunas ciudades del norte del país, donde la tarifa de verano es muy alta y pagan muchos los ciudadanos, vamos a impulsar un programa de paneles fotovoltaicos para que tengan en su vivienda energía solar, ayuden al medioambiente y disminuyan su pago de electricidad”, postuló. 

Aquello ya había sido anticipado durante su campaña, cuando aseguró enfocarse a empoderar a los usuarios y democratizar el acceso a estas alternativas de generación en las residencias. 

También, entre sus promesas de candidata a las elecciones 2024, planteó encarar la transición energética con un enfoque en la mitigación de gases de efecto invernadero en la que se buscará la sostenibilidad de una manera transversal a las actividades productivas en cada una de las entidades federativas.

Este compromiso fue ratificado durante la toma de posesión en la que se refirió a aprovechamientos multipropositos en terrenos ya adquiridos: 

“Construiremos en Tula, Hidalgo, donde iba a ser el terreno de la refinería que nunca se hizo, un proyecto de economía circular. Va a haber plantas de tratamiento de agua para sanear el río Tula, plantas de reciclamiento de basura y de generación eléctrica con fuentes renovables que nos permitirán sanear este municipio, de los más contaminados del país, va a ser el primero porque el objetivo es seguir en otros lugares de México”, concluyó.

Por su parte, la nueva secretaria de Energía, Luz Elena González Escobar, complementó aquello compartiendo mediante sus redes sociales algunos de los puntos que abordará en el Programa Nacional de Energía que pronto dará a conocer y que refuerzan la idea de la apuesta de la nueva administración por energías renovables:

🔸No aumentaremos los precios de los energéticos por encima de la inflación. 

🔸La generación pública de energía eléctrica seguirá siendo mayoritaria (54%). 

🔸Inversión privada con reglas claras y estabilidad del Sistema Eléctrico. 

🔸Fortalecimiento de CFE y Pemex como palancas del desarrollo nacional. 

🔸 Pemex producirá los combustibles que el país necesita de manera sostenible. 

🔸Impulso a la eficiencia y transición energética para reducir la huella de carbono.

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En el marco de la discusión general del proyecto de ley boletín Nº17.064-8 que amplía la cobertura del subsidio eléctrico, durante la mañana de este miércoles, el presidente de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), Sergio del Campo, presentó en la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados, un análisis detallado de los efectos que esta propuesta tendría en el mercado eléctrico, marcando la postura del gremio frente a varios puntos del proyecto impulsado por el Ejecutivo.

En primer lugar, el presidente destacó que la estimación de recaudación por concepto de IVA está subdimensionada en los cálculos del Ejecutivo. Según un estudio encargado por ACERA, los recursos potenciales derivados del aumento de recaudación de IVA por alza de tarifas eléctricas, que podrían destinarse al subsidio, serían considerablemente mayores. El Gobierno proyecta una recaudación anual de 80 millones de dólares, sin embargo, la metodología empleada no contempla el impacto que el subsidio tendría en el presupuesto de los hogares beneficiados. De acuerdo a los cálculos del estudio encargado a la consultora Vinken, asociada al Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Pontificia Universidad Católica de Chile, la recaudación real podría llegar hasta los 133 millones de dólares anuales, es decir, 53 millones adicionales, lo que plantea un escenario que permitiría aumentar la participación de los recursos fiscales para el financiamiento de los subsidios.

Asimismo, el presidente de ACERA advirtió que la implementación de la medida “Precio Preferente Pyme” generará perjuicios sobre los generadores con contratos de suministros de clientes regulados, quienes verán reducidos hasta 500 GWh/año de la energía que suministran. Esto pondría en riesgo el funcionamiento de las licitaciones del mercado regulado, ya que la expropiación de demanda propuesta, provocará un desbalance que impactará la estabilidad regulatoria y la certeza jurídica, pilares fundamentales para el desarrollo del sector eléctrico en Chile. Del Campo destacó que la percepción de riesgo aumentaría considerablemente, afectando la confianza de los inversionistas y, en consecuencia, incrementando los costos futuros de la energía.

Adicionalmente, el presidente del gremio se refirió a los impactos previstos para la medida “Cargo FET” a ser descontado de la compensación de precio estabilizado PMGD. “Resulta desproporcionado establecer un cargo del 35% de los ingresos a un segmento que representa menos del 9% de la capacidad instalada y apenas el 7,7% de la energía. En este sentido, las empresas PMGD están desempeñando un rol clave en la desconcentración del mercado energético, actuando como una plataforma inicial para inversionistas que luego avanzan hacia proyectos de mayor escala. La disminución de la competencia derivada de esta mayor incertidumbre representaría un retroceso significativo en los avances alcanzados en la última década”.

Finalmente, Sergio del Campo planteó reparos de carácter constitucional, argumentando que algunas de las medidas incluidas en el proyecto podrían ser vistas como expropiatorias, violando principios básicos de proporcionalidad e igualdad ante la ley. Este tipo de intervenciones, según explicó, no solo generan incertidumbre en el sector, sino que también ponen en riesgo inversiones actuales y futuras, afectando el desarrollo de la industria eléctrica.

ACERA reafirma su posición de que el subsidio debe ser financiado con recursos fiscales, y no con aportes del sector eléctrico, el cual ya ha enfrentado grandes desafíos por las políticas tarifarias de los últimos años. La congelación de tarifas entre 2019 y 2024 por parte del Estado es el origen del alza de precios que este subsidio pretende mitigar, pero las soluciones propuestas generan más problemas que beneficios a largo plazo. En este sentido, Del Campo abogó por la implementación de herramientas regulatorias más sostenibles que permitan una reducción efectiva de tarifas sin comprometer la estabilidad del sistema como por ejemplo fomentar la generación distribuida.

El proyecto de ley, en su forma actual, introduce riesgos regulatorios que ponen en jaque la viabilidad de las inversiones en el sector energético. Si no se ajustan estas medidas, las consecuencias serán evidentes: una menor competencia en el mercado y un aumento inevitable en los costos de la energía para todos los chilenos.

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La Comisión Nacional de Energía (CNE), en atención a sus atribuciones y por aprobación de su Directorio, emitió la Resolución CNE-AD-0005-2024, que modifica la anterior Resolución CNE-AD-0004-2023, estableciendo nuevas condiciones para la tramitación de concesiones de proyectos de generación eléctrica en régimen especial que integren sistemas de almacenamiento (BESS) a partir de fuentes de energías renovables variables (ERV).

Esta medida responde a la creciente necesidad de fortalecer la infraestructura de almacenamiento energético en la República Dominicana, en línea con la transición hacia un futuro más sostenible y una matriz eléctrica más robusta.

La nueva regulación tiene como principal objetivo asegurar que los proyectos de energía renovable con capacidades instaladas iguales o superiores a 20 MWac cuenten con sistemas de almacenamiento en baterías de al menos el 50% de su capacidad, con una duración mínima de cuatro horas.

El almacenamiento de energía es fundamental para compensar la variabilidad inherente a las fuentes renovables, como la solar, permitiendo acumular energía en periodos de alta generación y liberarla cuando la producción disminuye. Esto contribuye directamente a la estabilidad y confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), facilitando una mayor integración de energías renovables en el mercado eléctrico nacional.

Puntos clave de la resolución

Uno de los aspectos más destacados de la resolución es la imposición de requisitos de almacenamiento para los proyectos de energía renovable. Los proyectos con capacidades instaladas entre 20 MWac y 200 MWac deberán integrar al menos el 50% de su capacidad en sistemas de almacenamiento con baterías (BESS).

Para los proyectos con una capacidad instalada superior a 200 MWac, la CNE realizará evaluaciones técnicas previas. Estas evaluaciones se llevarán a cabo con el fin de garantizar la viabilidad y el impacto positivo de estos grandes proyectos en la seguridad del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI). Esto asegura que solo los proyectos técnicamente idóneos puedan desarrollarse, manteniendo la integridad y estabilidad del sistema eléctrico.

Otro punto clave de la resolución es la regulación de las empresas vinculadas. La CNE tendrá la facultad de rechazar solicitudes o exigir la presentación conjunta de proyectos que provengan de empresas vinculadas que pretendan utilizar un mismo punto de inyección de energía. Esta medida se toma en conformidad con la normativa vigente y busca evitar la concentración excesiva en determinados puntos de la red eléctrica, promoviendo una distribución más equitativa y eficiente de la generación energética.

La resolución CNE-AD-0005-2024 refuerza el compromiso del gobierno dominicano con el desarrollo sostenible y la reducción de la dependencia de combustibles fósiles, creando un entorno favorable para la inversión en energías renovables.

Con este nuevo marco regulatorio, la República Dominicana se posiciona como líder regional en transición energética, promoviendo la adopción de tecnologías limpias y sistemas de almacenamiento avanzados para garantizar la estabilidad del sistema eléctrico nacional.

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México ha dado un nuevo paso hacia el fortalecimiento de su sector eléctrico con la reciente aprobación de las Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACGs) para la integración de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica al Sistema Eléctrico Nacional. La Comisión Reguladora de Energía (CRE) avaló estas bases por unanimidad, lo que marca un hito regulatorio para la industria que llevaba años esperándola.

Gilberto Sánchez Nogueira, vicepresidente del Consejo Directivo de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), calificó este avance como un paso fundamental para brindar confianza a los inversionistas.

“Considero que es muy importante tener regulación que dé certeza a las inversiones. La Ley de la Industria Eléctrica se publicó en 2014 y no habíamos tenido alguna regulación específica en materia de almacenamiento en más de una década”, introdujo el referente de ANES en entrevista con Energía Estratégica.

El contexto de esta aprobación no es menor, pues se enmarca en un entorno de cambios políticos y regulatorios en el país. Según Gilberto Sánchez Nogueira, la resolución de la CRE se dio en un momento clave, considerando la conclusión del periodo de gobierno de AMLO, la llegada de la administración de Claudia Sheinbaum y la posible reforma de facultades del órgano de gobierno regulador del sector energético.

“Estos tres escenarios marcaron el momento ideal para aprobarla. Era necesario generar un documento regulatorio que dé certeza”, insistió. Y, aunque indicó que aún resta que se publique en el Diario Oficial de la Federación para entrar en vigencia, confió en que esto podría concretarse antes de finalizar octubre para empezar a activar al mercado con inversiones en proyectos bajo las distintas aplicaciones de almacenamiento que plantea la regulación.

De acuerdo con Sánchez Nogueira, estas DACGs ayudarán a fortalecer la confiabilidad y continuidad del sistema eléctrico con la integración de energías renovables, a un mejor control de la demanda del lado de los usuarios y a transitar hacia una red eléctrica inteligente.

En cuanto a las contribuciones de la ANES a este proceso, su vicepresidente señaló que, aunque no pudieron participar en las mesas de trabajo iniciales por cuestiones de agenda, la asociación se involucró activamente durante la fase de consulta pública. “Vertimos una serie de comentarios tratando de proponer una mejora regulatoria. Algunos fueron bien recibidos, otros no, pero así es el proceso”, mencionó.

Un detalle a considerar es que este documento regulatorio es solo el inicio para sentar las bases del almacenamiento de energía. La asociación espera que se avance en la elaboración de una Norma Oficial Mexicana para equipos de almacenamiento de energía y acompañen otras regulaciones complementarias.

“Solemos ser muy renuentes a que llegue regulación nueva porque nos genera nuevos paradigmas y cambios pero yo quisiera abonar con que tenemos que estar abiertos a que llegue más regulación que nos dé certeza, eso al final del día nos beneficia a todos”, afirmó.

Con este hito, México reafirma su compromiso de avanzar en la incorporación almacenamiento al sistema eléctrico, generando las condiciones para un crecimiento más eficiente y sostenible del sector energético que podrá ser aprovechado para un mayor despliegue del parque de generación renovable variable, como la energía solar fotovoltaica.

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La Secretaría de Energía de Argentina está próxima a poner en marcha el “Programa de Emergencia Verano 2024/2025” con la finalidad de evitar reducir la crítica condición de abastecimiento de energía para el verano 2024/2025. 

Entre esas medidas el gobierno prevé resoluciones para mitigar la crisis del sistema eléctrico ante la falta de reservas de potencia y en expandir las redes de transmisión a nivel nacional, ya sea a través de nuevas licitaciones como mediante la aceleración de las obras de transporte eléctrico en alta tensión y por distribución troncal que se encuentren con un avance igual o superior al 80%. 

“Trabajamos y planificamos la condición de abastecimiento energético del verano 2024-2025, más la del invierno próximo y el siguiente verano, porque debemos entender que ninguna obra de infraestructura eléctrica estará lista antes del verano 2025-2026”, reconoció Mariela Beljansky, subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético de la Nación. 

“Hay una resolución que esperábamos que saliese la semana del 23 al 27 de septiembre, pero seguramente se publique a comienzos de esta semana, dando incentivos señales de mercado con medidas en los sectores de generación, transporte, distribución y demanda”, agregó durante el evento “Seminario nórdico de negocios”. 

La funcionaria también vaticinó que se pondrá a disposición del sector energético el mercado de capitales a partir de un acuerdo con el Banco de Valores, considerando que muchas de las compañías que invirtieron en renovables ya se vincularon con dicha entidad en anteriores licitaciones. 

Mientras que para aquellas obras líneas de transmisión desvinculadas del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), la funcionaria reconoció que será necesario una regulación por parte de la Secretaría de Energía para “asimilar que tengan derecho a la servidumbre de electroducto porque no es para un servicio público, sino para abastecer a un proyecto minero”. 

Es decir que la actual gestión de gobierno podría dar continuidad a dos mecanismos que hoy en día ya están en marcha, tal como la presentación a inversiones en redes de transmisión en el MATER junto a proyectos de generación o una nueva etapa tras conocerse que CAMMESA recibió 20 manifestaciones de interés para gestionar y financiar ampliaciones del sistema de transporte de energía eléctrica en alta tensión.

Justamente, del total de esas MDI, una corresponde exclusivamente a ampliación del transporte y cuatro para concretar aportes económicos para la construcción de líneas para el abastecimiento de explotaciones mineras ubicadas en zonas aisladas de la red; en tanto que las MDI que también contemplan parques renovables conforman el grueso de ese llamado.

Mientras que el MATER permite que los proyectos que soliciten prioridad de despacho en el MEM también puedan incluir inversiones en la expansión de las redes de transmisión eléctrica nacional. 

Aunque también es preciso recordar que no es la primera vez en el año que la subsecretaria de Transición y Planeamiento Energético de la Nación mencionó el trabajo sobre las nuevas reglas de juego que faciliten el desarrollo de las obras en más de 132 kV. 

Sino que es un tema abordado desde enero del presente año, a tal punto que fue uno de los principales puntos mencionados en la tercera audiencia pública sobre aumentos de tarifas de gas y electricidad (ver nota); como también en mayo cuando anticipó una normativa al respecto durante un evento (ver nota). Aunque desde aquel entonces a la fecha no se realizó ninguna publicación oficial de la resolución gubernamental. 

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El sector de generación distribuida en Panamá está en plena expansión y se espera que 2024 sea un año récord. Con un acumulado histórico de 112,78 MW hasta abril de 2024 y un incremento de 12,31 MW en los primeros cuatro meses del año, el crecimiento mantiene un ritmo sostenido.

Carlo Francesco Melillo, Country Manager para Panamá y Centroamérica en Amara NZero, resalta que este es un momento crucial para la consolidación de este segmento del mercado.

“Definitivamente, este va a ser el año donde Panamá va a romper récords en generación distribuida”, afirmó Carlo Melillo durante una entrevista con Energía Estratégica.

El ejecutivo subrayó que, tras el récord de adición de 32,58 MW alcanzado en el año 2023, se espera cerrar este 2024 superando esa cifra. Sin embargo, reconoció que alcanzar los 200 MW es un objetivo ambicioso aún: “Estimaría yo un número más cercano a 150 MW. En 2025, seguramente podamos llegar a los 200 MW”.

El avance de la generación distribuida será catalizado en los próximos años por la implementación de la Estrategia Nacional de Generación Distribuida (ENGED), la cual prevé alcanzar 1700 MW de capacidad instalada de autoconsumo renovable para 2030. Este objetivo ha creado un gran horizonte de negocios para distribuidores de soluciones energéticas como Amara NZero, que ha experimentado un crecimiento sostenido de entre 50% y 100% mensual desde su llegada.

Entre los factores que han facilitado este despegue se encuentra la eliminación del impuesto selectivo al consumo (ISC) en componentes de energía solar. Al respecto, Melillo explicó que, aunque el impacto directo sobre el costo final de las instalaciones no es significativo, los instaladores han podido ofrecer propuestas más competitivas a los consumidores finales.

“El ISC no está resonando como un descuento… pero sí se ve reflejado el impacto que éste está teniendo. A pesar de que es una cifra que no repercute excesivamente el costo final, cada grano de arena suma a esta cadena de valor”, aseguró.

El Country Manager para Panamá y Centroamérica en Amara NZero subrayó que este tipo de beneficios fiscales y los avances en el marco regulatorio han permitido que el mercado solar de Panamá madure a un ritmo acelerado. “Estamos saliendo de la zona de inmadurez de la generación distribuida a una zona más madura con un poco más de mercado y participación”, señaló.

Además, observó que la reducción de costos ha contribuido a que el retorno de inversión en proyectos solares haya disminuido de seis o cinco años a plazos de tres o tres años y medio.

Con la entrada de la nueva administración de gobierno, el referente empresario sugirió que la autoridad encomiende a las distribuidoras energéticas ampliar el porcentaje de inyección de energía, se continúen impulsando políticas de incentivos para la adopción de nuevas tecnologías y se promueva el reciclado de productos como paneles solares y cables fotovoltaicos, los cuales contienen componentes que pueden ser reutilizados:

“Estoy totalmente convencido de que el que lo haga debe tener una remuneración o un incentivo por hacerlo”, argumentó, insistiendo en la necesidad de una estrategia integral que garantice la sostenibilidad del sector.

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La situación de las tarifas energéticas en Chile ha sido uno de los grandes debates a lo largo de las últimas semanas, producto del proyecto de ley elevado por el Ministerio de Energía para ampliar la cobertura del subsidio eléctrico, entre los cuales se prevé que los PMGD aporten para tal subvención y ayuden a la disminución de la tarifa de los clientes eléctricos. 

Bajo ese contexto, la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (ACENOR) presentó una serie de propuestas para mitigar los costos del sistema eléctrico del país y materializar una reducción de las cuentas de los usuarios finales. 

“Tenemos oportunidades de mejora en los costos de transmisión, dado que crecieron cerca del 30% en dólares en cuatro años, con planes de expansión a un promedio de USD 600 millones por año que intentan impulsar una mayor capacidad de transmisión; pero eso lo paga el cliente final”, indicó Javier Bustos, director ejecutivo de ACENOR. 

“Pero si asignamos parte de los costos de transmisión a la generación, su desarrollo será más eficiente, y se podrá contener el alza de costos que implica la nueva infraestructura de transporte de la energía”, añadió en conversación con Energía Estratégica. 

Puntualmente, el gremio recientemente dio a conocer que, a nivel internacional, Chile tiene costos totales de suministro eléctrico 70% más altos que en Perú, 13% más que en Francia, 8% más que en Alemania y 5% más que en España.

Y en este contexto, se observa que el costo total de suministro de electricidad en Chile (energía, potencia y cargos sistémicos, sin considerar el pago de redes de transmisión y distribución) pasó de 63 USD/MWh en 2020 a llegar a un máximo de 183 USD/MWh en julio de 2022. Desde julio 2023 ha convergido a niveles de 80 USD/MWh.

De tal manera que, según datos de ACENOR, el precio final a cliente libres promediaba 87 USD/MWh en 2020, llegó a un máximo de 124 USD/MWh en febrero de 2023 y durante el 2024 se encuentra en 112 USD/MWh, lo que resultó en un incremento de 26% en 4 años.

Cabe recordar que cerca del 70% de los clientes libres encuestados por la consultora In-Data y cuyos resultados fueron dados a conocer en el Evento Anual de ACENOR, ya tienen contratos renovables; y dentro de ellos, el 80% poseen medios de certificación correspondientes. Sumado a que cada vez más usuarios avanzan en la instalación de sistemas de autoconsumo y almacenamiento de energía.

Bustos de ACENOR: “Prácticamente todos los clientes libres están buscando contratos renovables”

Pero más allá de ello, la asociación remarcó la necesidad de modificar el período de control de punta para el pago de potencia, de seis a cuatro meses, en pos de evitar la reducción de la producción que realizan las empresas o el uso de la generación con diésel por parte del sector industrial. 

“Los seis meses son un rezago histórico de cuando el año hidrológico partía en abril, pero el sistema eléctrico chileno no es 70% hidroeléctrico como en su momento y abril y septiembre son meses donde no hay demandas máximas importantes por las cuales haya que cobrar un extra al consumo en el horario de punta”, manifestó Bustos.

“La suma de cargos representa una mochila cada vez más pesada para los clientes, pero todos los actores del sistema, no sólo los clientes, deben contribuir en forma eficiente al funcionamiento de sistema eléctrico. La transición energética tiene la virtud de avanzar en un costo de energía más competitivo, aunque no debemos olvidar el precio final de las cuentas. Podemos volver a ver precios competitivos como hace cuatro o cinco años atrás, pero las diferencias están dadas principalmente en el aumento en el pago de cargos sistémicos y de la transmisión”, subrayó. 

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La Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER) ha presentado hoy una actualización clave de su Estrategia para la Transición Energética en Guatemala. Esta actualización reitera que la mejor alternativa para garantizar un futuro energético seguro y sostenible para el país radica en la integración prioritaria de fuentes renovables dentro de la matriz de generación eléctrica.

“En un momento crucial para el sector eléctrico guatemalteco, AGER hace un llamado a las autoridades, inversionistas y todos los actores del sector para tomar decisiones estratégicas que impulsen la adopción de energías renovables. Esta estrategia, es el resultado de estudios exhaustivos y un análisis de proyecciones a largo plazo, en la que se reafirma que Guatemala cuenta con el potencial necesario para satisfacer la creciente demanda energética, alcanzar el 80% de generación renovable y consolidarse como un líder en energía sostenible en la región”, afirmó Rudolf Jacobs, presidente de Junta Directiva de AGER.

“La situación actual del sector eléctrico demanda acciones inmediatas y concretas. El país no solo debe atender la creciente demanda interna, sino también aprovechar el momento histórico que presenta la licitación PEG-5, la más grande de su historia, para atraer inversiones en energías limpias y tecnologías sostenibles,” afirmó Astrid Perdomo, Directora Ejecutiva de AGER. El documento presentado por AGER destaca que las energías renovables, como la hidroeléctrica, la solar, la eólica y la geotérmica, no solo son más eficientes a largo plazo, sino que también proporcionan estabilidad en las tarifas eléctricas y reducen la dependencia de combustibles fósiles.

Estas fuentes ofrecen una solución viable y económica frente a las tecnologías no renovables, cuya volatilidad en los costos de combustibles internacionales representa un desafío para la seguridad energética del país. Según las proyecciones de AGER, la falta de inversión en nuevas plantas de generación podría desencadenar una crisis energética a mediano plazo, elevando los costos del mercado y amenazando con un déficit en el suministro de electricidad para el año 2027. Sin embargo, los estudios muestran que al aumentar la participación de energías renovables en la matriz eléctrica, se puede reducir este riesgo y garantizar un suministro seguro y accesible para todos los guatemaltecos. Se debe mantener la confianza de inversión en el país, creando las condiciones propicias para el desarrollo de plantas de generación de todo tipo.

Guatemala cuenta con un potencial del 88 % de generación de energía a partir de fuentes renovables, una oportunidad que, si se aprovecha correctamente, puede transformar al país en un exportador clave de energía limpia en la región centroamericana y México. AGER insiste en que este es el momento para actuar de manera decisiva y congruente, acelerando la inversión en infraestructura de transmisión y generación renovable.

La actualización de la estrategia también destaca la importancia de modernizar el sistema eléctrico, haciéndolo más flexible y eficiente. Se subraya que la expansión urgente de las redes de transmisión y el desarrollo de tecnologías de almacenamiento de energía son componentes clave para garantizar la transición hacia una matriz energética sostenible y competitiva.

AGER insta a las autoridades y al sector privado a trabajar de manera conjunta en la implementación de esta estrategia. El éxito de la transición energética en Guatemala dependerá de un compromiso interinstitucional, con acciones concretas, coordinación y liderazgo firme y de una visión a largo plazo que permita no solo alcanzar las metas energéticas del país, sino también asegurar un futuro próspero y sostenible para las generaciones venideras.

Altas expectativas de generadores renovables por la Licitación PEG-5 y el rol del almacenamiento en Guatemala

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Seraphim, un fabricante líder mundial de productos solares firmó recientemente un acuerdo de distribución de módulos de 50 MW con Enerpoint, un distribuidor muy respetado en México. La colaboración aprovecha al máximo sus respectivas fortalezas en el campo fotovoltaico (PV) y refuerza el desarrollo del mercado fotovoltaico en la región.

En virtud de este acuerdo, Enerpoint importará y distribuirá un total de 50 megavatios (MW) de módulos de celdas rectangulares de 610 W N-TOPCon y módulos bifaciales de 710 W HJT de Seraphim, que son opciones perfectas para proyectos solares comerciales e industriales a gran escala.

Con una tecnología de celdas innovadora y de múltiples barras colectoras delgadas, estos módulos no solo ofrecen pérdidas de energía reducidas y una bifacialidad del 80 % ± 5 %, sino también una utilización mejorada del espacio del contenedor de hasta el 99%, lo que reduce significativamente los costos logísticos y mejora el retorno de la inversión.

“Seraphim tiene una trayectoria comprobada en la industria de innovación tecnológica continua, alta calidad y productos confiables, lo que lo convierte en uno de los proveedores de energía fotovoltaica más confiables de la región y del mundo”, afirmó Miguel Rodríguez Torres, director ejecutivo de Enerpoint. Continuó: “Con el mercado solar global avanzando rápidamente hacia una nueva era, Enerpoint tiene el privilegio de asociarse con Seraphim para contribuir a la transición energética de México”.

“Es un honor para Seraphim establecer la cooperación y la firma de este acuerdo, marca una asociación más estable entre nosotros”, comentó Insan Boy, vicepresidente de ventas globales de Seraphim. “Esperamos futuros esfuerzos de colaboración entre ambas partes para promover el desarrollo del mercado fotovoltaico mexicano e impulsar la popularización y aplicación de la nueva energía fotovoltaica”.

El mercado fotovoltaico de México tiene un potencial significativo debido a sus abundantes recursos solares, lo que ofrece un panorama prometedor para el crecimiento. Como innovador en el sector solar, Seraphim ha entregado productos confiables y de alta eficiencia y servicios excepcionales a los clientes locales durante muchos años. Manteniendo los valores fundamentales de «Cambiar el futuro hacia un mundo mejor», Seraphim continuará impulsando la transformación de la energía sustentable y contribuyendo al progreso de México en el sector de la energía renovable.

Acerca de Seraphim Energy Group

Desde su fundación en 2011, Seraphim ha logrado hitos importantes en producción, I+D e innovación tecnológica. Para 2024, la capacidad de producción global de Seraphim alcanzó los 13 GW, lo que le valió la distinción de fabricante de primer nivel de BNEF durante 10 años consecutivos y la distinción de mejor desempeño de PVEL cinco veces. Los productos de Seraphim han demostrado un excelente desempeño en diversas condiciones naturales en más de 120 países y regiones.

Acerca de Enerpoint

Desde su fundación en 2019, Enerpoint es una respetada empresa de soluciones energéticas, se consolidó como un proveedor importante de soluciones fotovoltaicas en México. Con amplios canales de venta y un profundo conocimiento del mercado, además de especializarse en la distribución de energía renovable en sus ocho Centros de Distribución en México ubicados en CDMX, Guadalajara, León, Puerto Vallarta, Aguascalientes, Torreón, Morelia y Tepatitlán, Enerpoint se compromete a proporcionar a los clientes soluciones fotovoltaicas de alta calidad que satisfagan las necesidades cambiantes de los mercados mexicano y latinoamericano.

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La licitación PEG-5 podría convertirse en un punto de inflexión para el desarrollo del sector energético en Guatemala. Este proceso promete ser la mayor licitación en la historia del país, con la contratación de entre 1200 MW y 1500 MW, de acuerdo con lo señalado por las autoridades locales.

Alejandra Maldonado, profesional experta en comercialización de energía, consideró que la capacidad de contratación prevista para la PEG-5, comparada con su predecesora la PEG-4, podría producir cambios favorables en el mercado.

“Definitivamente, la PEG-5, generará un impacto positivo en el mercado”, aseguró Alejandra Maldonado en conversación con Energía Estratégica.

No obstante, la ejecutiva comercial aclaró que los resultados obtenidos de licitaciones de largo plazo, no suelen modificar directamente las condiciones de las transacciones entre privados. “Los resultados de la Licitación PEG-4 no repercutieron de forma inmediata a la comercializadora durante los procesos de renovación, seguramente en el futuro lo harán”, mencionó la especialista. Esto se debe a que estos procesos competitivos están más orientados a cubrir la demanda regulada que a influir directamente en el mercado de contratos entre privados.

Ahora bien, una vez que entren en operación tanto los proyectos adjudicados de la PEG-4 como los de la PEG-5, el beneficio no solo se reflejaría en la demanda regulada, sino también en las transacciones comerciales entre privados, quienes aprovecharían los excedentes de energía.

“Se espera que, con la entrada de nuevos proyectos, que reduzcan la necesidad de utilizar tecnologías más costosas, el precio spot tenga cierta estabilidad”, mencionó Maldonado, quien además tiene expertise en el mercado como analista de proyectos de energía.

Aquel no sería el único efecto positivo de aumentar el parque de generación. Primeramente, la entrada de proyectos de gran escala a partir de la PEG-5 aliviaría la actual escasez de energía y potencia en el país. Al respecto, la ejecutiva observó que “estamos atravesando un período de escasez de energía y ahora también enfrentamos una falta de potencia” y comentó:
“En años anteriores, las comercializadoras no tenían problema al buscar potencia en el mercado para cubrir Demanda Firme, no siempre se encontraba energía pero al estar cubiertos con potencia, se cumplía con la normativa; sin embargo, en la actualidad nos enfrentamos al gran problema de déficit tanto de energía como de potencia”, resaltó la analista de proyectos de energía y experta en comercialización.

La licitación PEG-5 es vista como una oportunidad para aportar una mayor firmeza al sistema eléctrico, especialmente ante la creciente participación de renovables en la matriz energética del país.

“Definitivamente creo que la incorporación de más energía renovable nos ayudará, como país, a reducir nuestra huella de carbono. Sin embargo, también necesitamos firmeza, y es aquí donde el almacenamiento de energía juega un papel crucial para complementar”, añadió Alejandra Maldonado.

En este sentido, el almacenamiento de energía podría ser una solución para enfrentar la intermitencia de las fuentes renovables y asegurar la estabilidad de la oferta, aunque su implementación aún presentaría desafíos regulatorios y económicos, según la óptica de Maldonado.

Dicho esto, la licitación PEG-5 no solo podría apuntar a solucionar el déficit de potencia y energía en el mercado, sino que podría estimular la inversión en tecnologías de almacenamiento, proporcionando una vía para que Guatemala afronte los desafíos de una transición energética hacia fuentes renovables.

La esperada entrada de los proyectos adjudicados a mediano plazo no solo aliviaría la presión del mercado de oportunidad, sino que también abriría una nueva etapa para la comercialización de energía entre privados, aportando más estabilidad al precio spot y dinamizando el mercado mayorista en su conjunto.

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La Climate Week New York 2024 se centró en diez temas, destacándose como prioritarios la energía, la justicia ambiental y la política. José Raúl Mulino, presidente de la República de Panamá participó de esta edición. “Un futuro verde, mejor y más seguro” fue la consigna de su discurso durante la denominada Cumbre del Futuro. 

“Las decisiones que tomemos o dejemos de tomar hoy pueden hacer que retrocedamos aún más o que avancemos hacia un futuro más verde, mejor y más seguro”, introdujo el pdte. Mulino como orador en la sesión plenaria. 

“Por este motivo, no podemos hablar de Cumbre del Futuro, ni de los documentos que de ella emanan, sin mencionar nuestra agenda común del secretario general de UN, que actúa como un mecanismo para acelerar la implementación de los acuerdos existentes, incluidos los Objetivos de Desarrollo Sostenible”, añadió. 

De allí que, como representante de Panamá, haya adherido al Pacto por el Futuro, la Declaración de las Generaciones Futuras y el Pacto Digital Mundial. “Estos documentos contienen el ideal para el bienestar de la humanidad a largo plazo”, expresó.

Siguiendo las instrucciones del presidente, la delegación de Panamá asistió a una serie de foros para contribuir al debate en torno a estos temas. Entre ellos, Juan Carlos Navarro, ministro de Ambiente de Panamá, asistió a cumbres como “High Ambition for the High Seas”,  «Addressing Transformative Change as part of the United Nations 2030 Agenda», «Faith for Our Planet», entre otras. 

Y, en el marco del programa “Nasdaq Trade Talks”, realizado durante la Climate Week NY, expresó: “A pesar de las promesas, necesitamos acciones concretas para enfrentar el cambio climático, empezando con energías limpias y una economía verde”.   

“Las alianzas con el sector privado son clave para aprovechar oportunidades en inteligencia artificial, energía solar y movilidad eléctrica”, agregó en su cuenta en X, señalando el gran potencial del mercado panameño en tres industrias globales en ascenso. 

En exclusiva para Energía Estratégica, el ministro de Ambiente de Panamá precisó: 

“El gobierno del presidente Mulino tiene como prioridad la conservación del patrimonio natural panameño y el impulso de las energías limpias, como pasos concretos para enfrentar el fenómeno global del cambio climático”.

Y confió: “Por mandato del presidente, esperamos impulsar un verdadero desarrollo sostenible en alianza con el sector privado para generar empleo e inversión en armonía con la naturaleza”. 

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El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil abrió una consulta pública hasta el 28 de octubre para definir los lineamientos para la realización de la 1° subasta para la contratación de energía eléctrica proveniente de sistemas de almacenamiento de energía en baterías del país. 

La convocatoria se denominaría “Subasta de capacidad de reserva –  LRCAP Almacenamiento” y la ordenanza N° 812 / 2024 plantea que se llevaría a cabo en junio de 2025; mientras que el inicio del suministro está previsto para julio de 2029 por un contrato a 10 años. 

Esto confirma las intenciones del titular de la cartera energética del país, Alexandre Silveira, quien había anticipado la preparación de la licitación donde podrán participar los sistemas de storage con baterías y las hidroeléctricas reversibles. 

Además, representaría cambios estructurales ya que el país todavía no había incorporado a las baterías como tecnología posible de participar en subastas de esta índole, a pesar que este año se esperaba su participación tras la última consulta pública donde el 15% de las observaciones fueron sobre el storage. 

Los proyectos contratados en el LRCAP Almacenamiento 2025 deberán negociar la disponibilidad de energía en forma de potencia (al menos 30 MW), y el compromiso de entregar la máxima disponibilidad de energía será igual a 4 horas diarias, definidas por el ONS durante la etapa de programación diaria o de operación en tiempo real, garantizando el tiempo de recarga del proyecto. 

Además, se prevé que, debido a la disponibilidad de la potencia contratada, el titular del proyecto tendrá derecho a un ingreso fijo (R$/año), a pagar en doce cuotas mensuales, que podrá reducirse según el cálculo del desempeño operacional de los meses anteriores.

Y cabe recordar que tanto el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) y la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) incluyeron las regulaciones para el almacenamiento en su agenda del cierre del 2024 o comienzos del 2025, con foco puesto en los requisitos de conexión al Sistema Interconectado Nacional (SIN), procesos de integración y las reglas de planificación, programación, operación en tiempo real y post-operación. 

Por lo que las observaciones recibidas por el MME en la consulta pública podría colaborar tanto a la propia subasta de capacidad como a las regulaciones y condiciones necesarias para la inserción de las baterías a gran escala en el sistema eléctrico de Brasil, lo que ayudaría a reducir el uso de termoeléctricas fósiles de emergencia y salvar embalses hidroeléctricos.

“El almacenamiento de energía eléctrica puede ayudar a reforzar estructuralmente la seguridad del sistema eléctrico brasileño. Además, se pueden combinar con fuentes solares, para brindar a los consumidores más independencia, autonomía, versatilidad y control sobre su uso de electricidad”, explicó Rodrigo Sauaia, director general de la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR).

“Sólo en septiembre de este año, el Índice Nacional Amplio de Precios al Consumidor (IPCA) registró un aumento del 0,84% en el precio de la electricidad, debido al uso de más termoeléctricas fósiles de emergencia, siendo el principal factor del aumento del índice. en el período. Por lo tanto, la inclusión de las baterías en la subasta de reserva de capacidad allana el camino para que Brasil avance, con más fuerza, en la transición energética y en la descarbonización de las actividades económicas en los sectores productivos, haciendo uso de soluciones más sostenibles, seguras y competitivo”, concluyó Ronaldo Koloszuk, presidente del Consejo de Administración de ABSOLAR

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Desde la reforma energética del 2013, México ha tratado de combatir la tendencia a la baja en la producción de hidrocarburos. Sin embargo, según Paul Alejandro Sánchez, analista del sector energético, a pesar de los esfuerzos por atraer inversión privada entre 2014 y 2018, el cambio de enfoque bajo la administración de AMLO detuvo este avance.

Paul Sánchez recordó que la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) dejó en pausa las rondas petroleras antes de la toma de protesta del pasado presidente, pero no se enviaron nuevas propuestas y todo se centró en asignaciones directas a PEMEX, limitando la capacidad de desarrollo.

Esta concentración de operaciones en una sola empresa ha llevado a que la producción continúe cayendo. “Aunque PEMEX ha invertido, trabajado nuevos campos e incluido los condensados, la producción no deja de caer”, comentó Sánchez . La producción que en el inicio del sexenio de AMLO era de 1.8 millones de barriles diarios, hoy se encuentra en 1.4 millones, muy lejos de la meta inicial de su gobierno de alcanzar 2.5 o hasta 3 millones de barriles diarios hacia el final de su mandato.

Este panorama refleja las limitaciones de la inversión pública para aumentar la producción. Desde su experiencia, el analista consultado considera que el país necesita un enfoque de contratos múltiples y pequeños que permita a diversas empresas desarrollar los recursos reales de México, que se encuentran principalmente en el noreste del país y requieren técnicas como el fracking. Sin embargo, el gobierno saliente ha mostrado una postura renuente a aplicar esta tecnología, lo que ha reducido las perspectivas de crecimiento a largo plazo.

Respecto a las proyecciones futuras, Sánchez no espera un cambio radical en la estrategia de la actual administración. “El nuevo director de PEMEX y la presidenta de México han indicado que se va a continuar en la misma línea: se va a desarrollar a través de PEMEX y no habrá rondas, pero lo que pudiera haber serían contratos incentivados”, afirma. No obstante, esto no parece suficiente para revertir la tendencia. “Podríamos reducir otra vez la perspectiva de largo plazo y le añado el hecho de que no tenemos una tasa de restitución de reservas adecuada”, advierte. Según el analista, la tasa de restitución de reservas de gas natural y de líquidos de hidrocarburos se encuentra muy por debajo de lo esperado, lo que deja a México con una ventana de 8 a 10 años antes de llegar a niveles mínimos de producción.

En este contexto, el anuncio de Víctor Rodríguez Padilla como director general de PEMEX incluyó una mención sobre la diversificación hacia la generación eléctrica con energía solar, eólica y el desarrollo de hidrógeno verde. Al respecto, Sánchez observó que si bien PEMEX podría estar preparándose para una mayor electrificación de las industrias, esta transición no sería inmediata. “Si continúa la caída de hidrocarburos, México se vería forzado a irse hacia la electrificación y pudiera tener sentido, pero eso no implica que tengamos la capacidad para hacerlo completamente ahora”, argumentó.

El analista destaca que México se ha convertido en el principal importador de gas natural de Estados Unidos y uno de los mayores en volumen a nivel mundial. “Esto significa que a pesar de que tenemos recursos, no los estamos desarrollando. Entonces, si nos mantenemos por esta lógica, nos enfrentaremos a una mayor importación”, añadió. Esta situación complica el panorama para una sustitución completa del petróleo con alternativas más limpias, como el hidrógeno verde, que aún se encuentra en una etapa de desarrollo y presenta desafíos para su integración en algunos sectores industriales.

Tampoco Sánchez ve viable una electrificación total de industrias como la petrolera, cementera o del acero en el corto plazo. “Sin embargo, hay otras industrias que sí creo que van a empezar a electrificarse poco a poco, incluso algunas ya tienen mucho interés de poner sus propios sistemas de generación independiente como centrales aisladas o paneles solares de generación distribuida”, opinó. Esta parte del mercado podría crecer significativamente en los próximos años, a medida que se incrementen las inversiones en energías renovables.

En cuanto a la idea de PEMEX de explorar otras áreas, como la energía eólica offshore, Sánchez considera que aún está lejos de concretarse. “PEMEX no tiene una estrategia de internacionalización ni busca oportunidades fuera del país. Es difícil pensar que la empresa vaya a mantenerse aumentando la producción sin hacer cambios radicales. Ahora, que PEMEX sea una empresa de eólica offshore, no lo veo en el corto plazo porque no es barato desarrollar este tipo de sistemas y el problema sigue siendo el mismo: tenemos un gran potencial eólico en Tamaulipas, pero no se desarrolla porque no hay suficiente infraestructura para evacuar la electricidad”.

Los desafíos financieros también se presentarían como un gran obstáculo para el porvenir del sector energético. “Para cualquier cosa se necesita dinero y si no hay cambios radicales en la forma en que PEMEX opera, en los negocios que opera, en la cantidad de personal que tiene, en la estructura financiera que maneja, todo lo que hagamos va a terminar igual”, sentenció Paul Sánchez.

Si no se realiza una estrategia de inversión adecuada, México corre el riesgo de quedarse sin la posibilidad de aprovechar sus recursos, tal como se proyectaba desde 2013. “En algún momento llegará el punto en que sin nuevas inversiones nos quedaremos sin la posibilidad de aprovechar nuestros recursos”, concluyó.

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La transición que se está produciendo en el sector energético mundial ha impulsado grandes cambios y uno de ellos tiene que ver con el rol que juega el cliente. Los países latinoamericanos tienen sus propios desafíos en este ámbito, los que han sido compartido entre las asociaciones de grandes usuarios de energía de Chile (ACENOR), Argentina (AGUERRA), Colombia (ASOENERGIA), Panamá (AGRANDEL) y Costa Rica (ACOGRACE), las que se han unido para trabajar en conjunto y relevar el rol del cliente eléctrico en la transición energética.

En este contexto, las asociaciones latinoamericanas publicaron un documento que destaca los principales cambios que se han producido en el último tiempo y la importancia de abordarlos con una mirada puesta en la demanda de energía.

A diferencia de lo que podía observarse en el antiguo paradigma del cliente pasivo, donde la demanda era conceptualizada como un mero usuario receptor, esto cambió y hoy el usuario no sólo es activo en cuanto a consideraciones de autoproducción o gestión eficiente de sus consumos de energía, sino que a la vez exige participar en la definición de objetivos y acciones de política energética, detalla el documento.

Los clientes demandan un suministro energético que sea seguro, confiable y sostenible a precios competitivos, de calidad, y bajo en emisiones. Para alcanzar una oferta e infraestructura energética con estas características, existen clientes que cada vez más tienen interés en participar de diferentes maneras. Adicionalmente, los objetivos de descarbonización nacionales sólo son alcanzables a partir de la electrificación de buena parte de los consumos energéticos. Para que ello sea viable, es necesario que el suministro eléctrico renovable, y de base, sea accesible a precios competitivos, añade el escrito.

En conjunto, estas ideas enfatizan la importancia de abordar la transición energética de manera completa, con la participación activa de los consumidores, la búsqueda de precios competitivos y la promoción de fuentes de energía más limpias. Este enfoque integral es esencial para forjar un futuro energético más sustentable, concluye el documento titulado “Rol del Cliente en el centro de la Transición Energética” y que puede descargar aquí: https://acenor.cl/wp-content/uploads/2024/09/Rol-del-Cliente-en-la-Transicion-Energetica-septiembre-2024.pdf

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En un contexto donde las renovables ganan terreno en el mix energético de Latinoamérica, la necesidad de contar con un sistema eficiente de almacenamiento de energía se vuelve cada vez más apremiante. 

Algunos países de la región ya dieron pasos adelante sobre las normativas legales y técnicas para la implementación de los sistemas de baterías (BESS) en diversos segmentos del sector energético, como por ejemplo Chile con el reglamento de transferencias de potencia (publicado en junio de este año) e incluso la concesión de terrenos fiscales para proyectos stand-alone. 

Mientras que otros pusieron incluyeron las regulaciones para el almacenamiento en su agenda del cierre del 2024 o comienzos del 2025, como por ejemplo el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) y la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil con foco puesto en los requisitos de conexión al Sistema Interconectado Nacional (SIN), procesos de integración y las reglas de planificación, programación, operación en tiempo real y post-operación. 

Por ello, Alessandra Amaral, directora ejecutiva de la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT), enfatizó la importancia de establecer regulaciones similares en la región que faciliten el uso y la integración de las baterías.

“Es probable que con el tiempo tengamos reemplazo de las fuentes firmes con almacenamiento más barato y con otras características. Por lo que sería oportuno tener regulaciones que fueran las más adecuadas y padronizadas en la región”, sugirió en conversación con Energía Estratégica, haciendo referencia a la evolución tecnológica y económica que puede transformar el panorama energético.

“Se ve un intercambio entre los reguladores de Iberoamérica con el deseo de tener una regulación homogénea y uniforme para propiciar el intercambio, porque el mercado es abierto y para que los suministros de los países sean similares”, subrayó.

Es decir que Amaral hizo un llamado a los gobiernos, reguladores y players de la región para que trabajen en conjunto en la creación de un marco normativo más coherente, que podría potenciar la inversión en tecnologías; porque de lo contrario podría limitar el potencial de crecimiento de los sistemas de almacenamiento, que son cruciales para garantizar una transición energética exitosa.

Incluso, la propia Asociación proyectó inversiones de USD 431.000 millones  para la transición energética en Latinoamérica al 2040 (escenario optimista), que deberán ser desarrolladas exclusivamente por los operadores del sistema de distribución y que responden a vectores de electrificación de nuevos usos, electromovilidad, conexión de generación distribuida renovable, digitalización y automatización, infraestructura AMI, calidad de servicio, actualización de la red, almacenamiento en baterías, normalización/pérdidas y universalización de la energía.

Sin embargo, la implementación de un marco regulatorio uniforme no está exenta de desafíos. Hecho que no fue pasado por alto por la directora ejecutiva de ADELAT, quien señaló que “resulta algo difícil de lograr por las características particulares de cada país y por la conformación de la matriz energética».

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Guatemala se enfrenta a desafíos energéticos que comparten muchas naciones del mundo, y para Carmen Urízar, exministra de Energía y Minas, es fundamental no perder de vista el papel clave que tiene la licitación PEG-5 para resolver muchos de ellos. Esta licitación no solo será crucial para mantener el liderazgo de Guatemala en la región en cuanto a la ampliación de su parque de generación, sino también para continuar aprovechando el vasto potencial renovable del país.

«Estamos ante el reto de una incorporación todavía mayor de energías renovables», afirmó la exministra, quien ahora es directora de Energy & Infrastructure Analysis Center (EIA Center) y presidenta de la Iniciativa de Mujeres en Energía de Centroamérica (IMEC).

De acuerdo con Carmen Urízar, Guatemala ha logrado avances significativos en la diversificación de su matriz eléctrica, pero no es momento para bajar la guardia. La próxima licitación PEG-5, que tiene como objetivo garantizar la incorporación de casi 1,500 MW adicionales al sistema, si bien también iría a dar lugar a fuentes de base a partir de gas natural, es esencial para seguir reforzando la sostenibilidad del sector integrando energías renovables.

Urízar, quien también se desempeñó como presidenta de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) entre los años 2012 y 2016, destacó en conversación con Energía Estratégica que el país ha avanzado en la creación de normativas innovadoras, incluyendo la reciente aprobación de la normativa de almacenamiento de energía que llega en el momento indicado: «Estamos contentos de que se haya aprobado la normativa de almacenamiento en respuesta a asuntos que hoy Guatemala está enfrentando», comentó, refiriéndose al esfuerzo por mantener la robustez de la red de transmisión y darle estabilidad a las fuentes intermitentes como eólica y solar.

En la diversificación estaría la clave. De acuerdo con la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER), Guatemala tiene aún un 88% de su potencial de energías renovables por impulsar. Las cifras para la energía eólica y solar son reveladoras: de los 700 MW potenciales a partir de la cinética del viento, solo 107 MW están operativos y, con tecnología fotovoltaica, de un estimado de 7000 MW de capacidad solar, el país apenas cuenta con 523 MW instalados. Pero aquello no sería todo.

De los 5000 MW de energía hidráulica aprovechable, solo se han utilizado 1528 MW. Y en el caso de la energía geotérmica, de los 1000 MW disponibles, únicamente 34 MW están en operación. Durante su análisis Carmen Urízar, se detuvo en los últimos dos para realizar dos observaciones que permitirían destrabar todo su potencial.

Por un lado, mencionó que uno de los recursos más prometedores pero subexplotados en Guatemala es la energía geotérmica. «Hoy por hoy, prácticamente estamos aprovechando tan solo el 3% del potencial, y tenemos un potencial casi de 1,000 megavatios», observó Urízar. La energía geotérmica tiene la ventaja de ser una fuente base, lo que la convierte en un recurso extremadamente valioso para una matriz energética diversificada. «Es energía base que no contamina y está disponible las 24 horas del día», destacó.

Por otro lado, Urízar reconoce que la implementación de proyectos hidroeléctricos en Guatemala, a pesar de su gran potencial, no está exenta de desafíos. Uno de los principales obstáculos sería la oposición de las comunidades locales, especialmente en proyectos de gran envergadura: «El conflicto social puede retrasar los proyectos», advirtió. Por lo que cree que es necesario un enfoque integral que incluya a diversas instituciones del Estado, desde el sector eléctrico hasta los ministerios de Gobernación y Justicia, para garantizar un diálogo social eficaz y evitar aplazamientos innecesarios.

Estos tipos de recurso eólico y solar, con o sin baterías, sumado a hidroeléctricas y geotermia, no solo contribuiría a la seguridad energética del país, sino que también haría a Guatemala dar pasos firmes en pos de la sostenibilidad del sector eléctrico y la descarbonización de su economía.

«Aprovechar todo ese potencial no solo nos permitirá continuar con la diversificación eléctrica, sino también ser consecuentes con la transición energética y los objetivos frente el cambio climático con los que nos comprometimos internacionalmente», consideró Carmen Urízar.

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Island Power, S.A. (IPSA), empresa pionera en la generación de energía a base de gas natural y operador de microrredes más grande de Panamá, está atenta al desarrollo de la licitación de 500 MW de energía y potencia firme en el país. Oscar De Leon, gerente general de IPSA, exhortó a las autoridades a no dilatar más la realización del proceso, argumentando que el sector eléctrico panameño está en condiciones de llevar a cabo la licitación de manera inmediata y sin mayores cambios a la metodología actual.

“Yo considero que a esta licitación hay que hacerla ya con lo que tenemos, con energía y potencia firme. Tenemos suficientes actores; contamos con más de 62 empresas de generación y suficiente oferta para lograr precios muy competitivos, por lo menos en el periodo que sigue de 5 años y, si lo hacemos de largo plazo, en un periodo de hasta 10 años”, aseguró Oscar De Leon en conversación con Energía Estratégica.

El ejecutivo observó que la reciente entrada en operación de la planta de gas natural en Gatún podría contribuir a estabilizar los precios del mercado spot en un rango de 50 a 60 dólares por megavatio hora. Esta tendencia, subrayó, marcaría un precedente sobre el precio de la energía que pueden ofrecer otros agentes del mercado libre pero también una referencia para licitaciones futuras. Sin embargo, enfatizó que la ASEP deberá permitir que los precios se regulen por el mercado, con menor intervención a través del oferente virtual.

“En el caso de las licitaciones, lo que pasa es que la metodología que se utiliza en Panamá involucra un algoritmo de optimización de ofertas con un oferente virtual. Ante esto, hay dos opciones: se pone un valor para que el algoritmo converja en un valor X muy alto o se pone un valor para que se convierta en un tope de precio de potencia y energía que es lo que ha estado haciendo la ASEP”, explicó De Leon. Según el directivo, la primera opción es preferible, ya que le permitiría al mercado buscar su precio real, mientras que la segunda opción podría eliminar la competencia corriendo el riesgo de que no se cubran los requerimientos como ha pasado en licitaciones previas pero de corto plazo.

Para contribuir a la competitividad de las ofertas que se presenten ya sean solo potencia firme, solo energía o combinación de ambas, el referente empresario mencionó que muchas plantas térmicas de bunker, cuyos contratos vencen en 2025 o 2026 y ya están amortizadas en su valor, ofrecen una opción de potencia firme interesante para los próximos años. Desde su perspectiva permitirles participar a estas térmicas además de nuevas centrales solares en las futuras licitaciones permitiría garantizar la seguridad energética al menor costo: “Manteniendo la seguridad energética, que es lo más importante en el país, y manteniendo el tema de los costos bajos, creo que las combinaciones que se podrían dar de bunker para potencia y solar para energía serían muy buenas para el país en los siguientes cinco a diez años”, señaló.

Ahora bien, el gerente de IPSA realizó aquella mención entendiendo que las bases de licitación iniciales contemplaban solo la participación de energías renovables con o sin almacenamiento, dejando fuera a las térmicas no renovables. A la espera de la definición de la nueva administración de gobierno, el referente empresario puso a consideración que si se espera a incorporar nuevas tecnologías, como el almacenamiento en baterías, en esta primera licitación, el proceso podría retrasarse hasta dos años más.

“La licitación debe llevarse a cabo lo antes posible, tenemos suficientes oferentes para hacerla y luego, con calma, podemos sentarnos en una mesa a discutir cómo se debe incorporar el tema baterías. Mucha gente tiene muchas buenas ideas y experiencia para aportar en esto”, puntualizó De Leon.

Y, reiterando que cualquier cambio en las reglas de compra debe analizarse con cautela y en un contexto más amplio, para no obstaculizar el avance del sector, el referente empresario insistió: “En esta primera licitación, que yo digo que hay que hacerla cuanto antes, no debemos estar cambiando mucho las formas. Ya conocemos la metodología y nos sentimos confortables con ella. Si a futuro los actores decidimos que podemos aplicar otra metodología, pues magnífico. Buscaremos una que sea más óptima. Por ahora, no creo necesario hacer ningún cambio en las reglas de compra”.

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La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) perdió a cuatro miembros claves para el sector: las firmas Mainstream, Ibereólica, RWE y Acciona Energía solicitaron la baja como socios de la entidad a lo largo de las últimas semanas y tras varios años dentro del gremio. 

Las salidas se dan en medio del debate del proyecto de ley que busca ampliar los subsidios en las cuentas eléctricas que, entre otros puntos, propone que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) financien los subsidios y ayuden a la disminución de la tarifa de las pequeñas y medianas empresas (PyMES). 

Según pudo saber Energía Estratégica, la renuncia tiene como factor común en el accionar del gremio y en el “alejamiento de los principios y objetivos fundamentales” de las compañías. 

“En los últimos meses las actuaciones de ACERA se han enfocado en favorecer los intereses de un segmento específico de la industria, abandonando la urgente necesidad de resolver los problemas críticos en que se encuentra el sector renovable en su conjunto, contradiciendo su misión de defender el desarrollo armónico de las tecnologías limpias en todas sus escalas, velando por un mercado competitivo, con condiciones equitativas y en beneficio de una transición energética justa”, asegura el pedido de renuncia de Acciona.

“Desafortunadamente, la Asociación se ha transformado en un actor más del coro que se resiste al cambio, justamente en un momento crítico en que los desafíos de la transición energética y la crisis que viven muchas empresas renovables exigen modificaciones profundas al marco regulatorio vigente”, agrega el documento que lleva la firma de Miguel Arrarás, gerente general de dicha compañía. 

Es decir que el rechazo de ACERA a la propuesta gubernamental de ampliar el subsidio eléctrico, subvencionados por los PMGD, a partir de una “gestión unilateral” de la asociación y sin el aparente consenso de sus miembros, lo que generó desacuerdos sobre el precio estabilizado de los PMGD y que derivó en el detonante de un momento delicado de quiebre para el gremio.

¿Por qué tanta relevancia? Las cuatro empresas de renombre internacional tienen una vasta experiencia y presencia en el sector renovable de Chile, a tal punto que Mainstream posee alrededor de 1,1 GW de capacidad instalada y 267 MW en construcción e Ibereólica instaló 778 MW eólicos (y otros 77 MW solares y 923 MW en desarrollo junto a Repsol).

Mientras que Acciona cuenta con alrededor de 1 GW renovables operativos en el país sobre los casi 12 GW en los que participó internacionalmente entre diversas tecnologías de generación renovable y almacenamiento de energía. 

En tanto que, a principios del corriente año, RWE ingresó al Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) su primer proyecto en Chile tras más de 125 años de trayectoria y 8300 MW de potencia a nivel global. Puntualmente, se trata del parque híbrido Los Durmientes, que contará con 244 MW fotovoltaicos y 255,4 MW en baterías, y que se emplazará en la comuna y Región de Antofagasta.

ACERA no se quedó al margen

Desde el gremio que nuclea a más de 150 socios entre desarrolladores, generadores y proveedores de productos y servicios, reconocieron y lamentaron las recientes salidas de las empresas mencionadas, pero entendieron que “es parte del ciclo natural que está viviendo el sector energético en Chile”.

“A causa del proceso de estabilización de tarifas, la falta de inversiones en transmisión y el tremendo éxito de la inserción de las ERNC, que actualmente se acercan al 40% de la capacidad instalada del país, enfrenta desafíos nuevos y cada vez más complejos, que no han dejado indiferente a nadie, y ACERA no es la excepción. El escenario actual pone en evidencia la necesidad de seguir buscando consensos y acuerdos que beneficien a la industria y establezcan las condiciones para la inversión, para sortear con éxito el segundo tiempo de la transición energética”, indica un documento emitido a sus socios. 

“ACERA vive un ciclo propio de esta etapa de transformación, marcado por desafíos económicos y regulatorios, y, como lo ha hecho en otras ocasiones, enfrentará estos cambios con diálogo y la búsqueda de soluciones compartidas entre sus socios”, agrega. 

Por lo que el gremio remarcó la importancia de una discusión fructífera sobre los temas que atraviese la industria renovable, que en esta oportunidad se originan en la propuesta de un proyecto de ley que intenta obtener, desde el sector privado, recursos para un subsidio de la tarifa eléctrica y que desde ACERA entienden que el mismo “debiese ser aportados por ser aportado por el Estado, quien precisamente es el proponerte del subsidio”. 

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La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) y el Ministerio de Minas y Energía informan a la ciudadanía la activación del Mecanismo para el Sostenimiento de la Confiabilidad Energética, en el marco de la Resolución CREG 026 de 2014. Esta medida se adopta en respuesta a las condiciones energéticas actuales del país, marcadas por la temporada seca y la disminución de los niveles hídricos, asegurando así el suministro eléctrico de manera confiable y oportuna.

El Mecanismo para el Sostenimiento de la Confiabilidad Energética es un conjunto de medidas que tiene como propósito mantener la capacidad de generación energética del país en condiciones críticas de baja hidrología, como las que se presentan debido a la crisis climática. “La activación de este mecanismo garantiza que se tomen acciones anticipadas para gestionar eficientemente los recursos energéticos del país”, asegura el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho. Dicho mecanismo supone:

Evaluación de los embalses y la oferta de energía: Periódicamente el Centro Nacional de Despacho (CND) evalúa los niveles agregados de agua en los embalses del país. En este proceso se compara el nivel de agua almacenada con la senda de referencia, una proyección establecida para garantizar que los embalses cuenten con el agua suficiente para cubrir la demanda en temporadas secas.
Activación del mecanismo ante niveles bajos de embalses: Si los niveles de los embalses se acercan a la senda de referencia y los precios del mercado energético no activan las señales del cargo por confiabilidad, se pone en marcha el mecanismo. Esto implica que el CND define cuánta energía debe almacenarse y en qué embalses, seleccionando las plantas hidroeléctricas más eficientes y económicas para optimizar el uso de los recursos hídricos.
Complemento con generación térmica y renovable: En caso de que la generación hidroeléctrica no sea suficiente para satisfacer la demanda, el sistema cuenta con la capacidad de generación térmica y fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER). Esto asegura que la demanda energética se mantenga cubierta sin comprometer el suministro.
Monitoreo continuo y ajustes: A través de la Comisión Asesora de Coordinación y Seguimiento de la Situación Energética (CACSSE), el Ministerio y sus entidades adscritas realizan un monitoreo constante de la situación energética, ajustando las medidas de acuerdo con la evolución de los niveles de los embalses, las condiciones climáticas y la demanda energética.

Finalmente, el mecanismo se desactiva cuando los niveles de los embalses superan la senda de referencia o cuando los precios de la energía activan las obligaciones del cargo por confiabilidad. Asimismo, se concluye cuando la demanda energética puede cubrirse sin la necesidad de intervenciones adicionales en el mercado.

Medidas adicionales para garantizar el suministro energético: Desde 2023, en la antesala del Fenómeno de El Niño y durante todo 2024, el Ministerio de Minas y Energía ha venido tomando decisiones con el propósito de garantizar el suministro energético en el país. Entre ellas se destacan:

Diversificación de la matriz energética: El país ha avanzado en la incorporación de energías renovables, contando ya con cerca de 1,9 GW de capacidad instalada en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), lo que permite diversificar la generación y hacer frente a las fluctuaciones hídricas.
Entrega de excedentes energéticos: A través de medidas regulatorias, se ha autorizado la entrega de excedentes de energía al SIN para maximizar la disponibilidad de energía.
Campaña de ahorro y uso eficiente de la energía: Se ha reactivado una campaña nacional que llama a la ciudadanía y a los sectores industriales y comerciales a optimizar el uso de energía y agua.

“Hemos adoptado las medidas necesarias para anticiparnos a la situación y garantizar la estabilidad del suministro eléctrico. Este propósito depende de acciones institucionales, pero también de la responsabilidad ciudadana con el ahorro energético”, concluye el ministro Camacho.

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La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil adjudicó a Engie, Taesa y Cox como las tres grandes ganadoras de la segunda subasta de transmisión del 2024, destinada a la construcción de construcción y mantenimiento de 783 kilómetros de nuevas líneas y 1000 MVA de capacidad de transformación, más la continuidad de la prestación del servicio público de otros 163 kilómetros de redes y 300 MVA en transformación. 

Los proyectos tendrán un plazo de ejecución de 42 a 60 meses y cubren los estados de Bahía, Espírito Santo, Minas Gerais, Paraná, São Paulo y Santa Catarina; sumado a que se esperan inversiones por R$ 3350 millones y la creación de 7000 empleos directos durante el período de construcción de las instalaciones.

Además, el descuento promedio fue de aproximadamente el 49% con relación al Ingreso Anual Máximo Permitido (RAP por sus siglas en portugués) establecido inicialmente por la ANEEL, lo que significa un ahorro estimado de R$ 6800 millones para los consumidores de energía.

Mientras que la aprobación de la subasta por parte de la ANEEL está prevista para el 12 de noviembre y la fecha prevista para la firma de los contratos de concesión es el 13 de diciembre. 

El detalle de los ganadores

Engie se quedó con el primer lote de la convocatoria con una oferta de R$ 252,4 millones (descuento del 48,14% con respecto al RAP) y, por lo tanto, se encargará de construir 780 kilómetros de líneas de transmisión entre Espírito Santo, Minas Gerais, Paraná, Santa Catarina y São Paulo, así como también las subestaciones eléctricas de 525 kV Curitiba Oeste y Abdon Batista 2, y la continuidad de las S/E Mascarenhas 230/138 kV y Aimorés 230 kV.

Engie deberá finalizar tales obras en el transcurso de los próximos cinco años y las mismas tendrán el objetivo de reforzar el sistema eléctrico de la región. 

Por otro lado, Taesa (Transmisora de la Alianza de Energía Eléctrica) resultó la firma adjudicada en el lote N°3 para la construcción de la S/E Estância 440/138 kV, con capacidad de 600 MVA, en el estado de São Paulo, proyecto que contribuirá al servicio en la región de la ciudad de Jaú y que tiene un plazo máximo de 42 meses para su puesta en marcha. 

La empresa presentó una oferta de R$ 17,76 millones, lo que representa un descuento del 53,45% con relación al Ingreso Anual Permitido previsto, siendo la menor de las diez propuestas válidas (fue el lote con la mayor cantidad de oferentes).

Mientras que la compañía Cox Brasil cerró la subasta al resultar asignada en el Lote N°4 con una oferta de R$ 12,6 millones, representando un descuento promedio del 55,56% sobre el RAP; aunque la inversión estimada para el lote será de R$ 168,3 millones.

Este cuarto lote contempla la construcción de la subestación Barra II 500/138 kV – (6+1R) x 66,6 MVA y el nuevo sector 138 kV, con una potencia total de 400 MVA, lo que ayudará a atender la región de Barra, en el Valle de São Francisco.

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La empresa líder mundial en tecnología solar, LONGi Green Energy Technology Co. Ltd. (en adelante, “LONGi”), ha publicado su informe semestral correspondiente a 2024. En medio de la continua transformación y los desafíos de la industria fotovoltaica durante el primer semestre de 2024, la empresa alcanzó unos ingresos de 38,529 millones de yuanes.

Los envíos de obleas de silicio totalizaron 44.44 GW (con 21.96 GW vendidos externamente), mientras que las ventas de celdas solares alcanzaron los 2.66 GW externamente.

Además, los envíos de módulos ascendieron a 31.34 GW, con un notable incremento interanual de más del 140% en la región Asia-Pacífico.

A pesar del importante descenso de los precios de la cadena industrial y de las provisiones por deterioro de existencias, la empresa demostró una gran resistencia y adaptabilidad en el mercado.

Aumento de las ventas en Asia-Pacífico; HPBC 2.0 trae la reforma de la industria

En términos de capacidad y envíos, LONGi ha demostrado una fuerte productividad y competitividad en el mercado. En la primera mitad del año, los envíos de módulos de la serie BC de LONGi alcanzaron los 10 GW, y su excelente rendimiento está obteniendo un amplio reconocimiento en el mercado.

El significativo aumento del 140% en el volumen de ventas en la región de Asia-Pacífico no sólo pone de relieve la profunda base de LONGi en el mercado internacional, sino que también sienta unas sólidas bases para su distribución global.

Basándose en la tecnología de celdas HPBC 2.0 de alta eficiencia, LONGi ha lanzado el producto de módulo bifacial Hi-MO 9 para el mercado utility.

Gracias a la introducción de una avanzada tecnología de pasivación de compuestos y una tecnología de interconexión de contacto posterior de alta confiabilidad, y aprovechando las principales ventajas de las obleas de silicio TaiRay de alta calidad de la empresa -como la alta concentración de resistividad, la eficaz absorción de impurezas y las sólidas propiedades mecánicas-, la potencia de producción en serie del módulo ha alcanzado los 660W.

Esta potencia supera en más de 30W a la de los módulos TOPCon de características similares.

Al mismo tiempo, la eficiencia de conversión de Hi-MO 9 ha saltado al 24.43%, la tasa bifacial ha superado el 70% y la capacidad antifisuras ha aumentado un 80%.

Presenta ventajas evidentes sobre los productos TOPCon en aspectos como el coeficiente de temperatura, la degradación y la resistencia a la radiación luminosa irregular.

Estas excelentes prestaciones no sólo lideran la industria por un amplio margen, sino que también ganan más oportunidades y cuota de mercado para LONGi en los mercados nacional e internacional.

Cabe mencionar que los productos de módulos de LONGi, con su excelente rendimiento, han ganado el premio RETC “Highest Achievement” por sexto año consecutivo y el premio PVEL Reliability Test “Best Performance” por séptima vez. Esta serie de galardones supone un gran reconocimiento de la fortaleza técnica y la calidad de los productos de LONGi por parte de la industria fotovoltaica y de otros sectores.

Además, la empresa también ha obtenido por 18ª vez consecutiva la máxima calificación de financiabilidad de módulos AAA de PV-Tech, lo que consolida aún más la posición de liderazgo de LONGi en el mercado mundial de financiación fotovoltaica.

Se ha revelado que en los próximos tres años, la capacidad de producción anual de obleas de silicio monocristalino de LONGi alcanzará los 200GW, con una capacidad de obleas de silicio “TaiRay” superior al 80%; la capacidad de producción anual de celdas de silicio monocristalino alcanzará los 100GW; la capacidad de producción anual de módulos monocristalinos alcanzará los 150GW, proporcionando un sólido apoyo a la empresa para recuperarse por delante de la industria.

Emergen las ventajas de BC y la adquisición de centrales eléctricas utility abre la sección de BC

En respuesta al rápido desarrollo y la evolución tecnológica de la industria fotovoltaica, LONGi ha demostrado constantemente una visión aguda y una estrategia con visión de futuro. En la primera mitad del año, la empresa anunció las resoluciones de la junta anual de accionistas de 2023, incluida la aprobación de la “Propuesta sobre la emisión pública de 10,000 millones de yuanes de bonos corporativos”.

Los fondos recaudados se destinarán principalmente al desarrollo de tecnologías avanzadas, como las obleas de silicio “TaiRay” y la tecnología de celdas HPBC 2.0. El objetivo es acelerar la iteración industrial de BC y otras nuevas tecnologías, mejorar aún más la competitividad de la empresa y crear un nuevo motor de crecimiento para la industria fotovoltaica.

La innovación tecnológica es clave para el liderazgo continuado de LONGi en la industria. A finales del periodo de referencia, la empresa había obtenido un total de 3,166 patentes autorizadas, de las que casi 200 estaban relacionadas con la tecnología BC, lo que le ha permitido establecer un foso tecnológico sólido y profundo.

Durante el periodo del informe, la empresa obtuvo un notable reconocimiento por sus contribuciones tecnológicas en el campo fotovoltaico. Dos de sus proyectos de investigación científica obtuvieron el 2º premio al Progreso Científico y Tecnológico Nacional y el 2º premio a la Invención Técnica Nacional, respectivamente.

Este logro convierte a LONGi en la primera empresa privada del sector fotovoltaico de China en recibir los máximos honores nacionales de ciencia y tecnología como unidad primaria finalizadora y como primera finalizadora.

Con el avance de la primera fase del proyecto de 12.5GW de la Nueva Área de Xixian, el proyecto de 12GW de Tongchuan y otros proyectos de transformación de celdas y capacidad HPBC 2.0, se prevé un aumento significativo de la capacidad de producción.

El producto HPBC 2.0 entrará en el mercado a gran escala a finales de 2024, y se espera que la capacidad de producción de BC de la empresa alcance los 70GW (con una capacidad HPBC 2.0 de unos 50GW) a finales de 2025, y está previsto que todas las bases de celdas nacionales estén totalmente migradas a productos BC a finales de 2026.

La empresa ha logrado un despacho de aduanas sin problemas para los envíos a la región norteamericana, y la fábrica de módulos de 5GW en Estados Unidos ya está oficialmente operativa.

Este desarrollo proporciona un apoyo sustancial a la expansión comercial de la empresa en Norteamérica. Estas implementaciones estratégicas no sólo muestran la profunda visión de LONGi sobre el futuro mercado fotovoltaico, sino que también reflejan su determinación y fuerza como líder de la industria para promover el progreso tecnológico.

Cabe mencionar que el excelente rendimiento de generación de energía y el bajo deterioro de los módulos de la serie BC de la empresa han quedado demostrados por un gran número de pruebas de mercado.

Tras siete meses de pruebas en exteriores realizadas por el Centro Nacional de Supervisión e Inspección de la Calidad de los Productos Fotovoltaicos Solares (CPVT), el módulo anti-dust Hi-MO X6 de LONGi presenta una ganancia media mensual de potencia del 2.84% en comparación con los módulos convencionales, con la mayor ganancia relativa mensual del 5.4%.

Este resultado de la prueba no sólo verifica el excelente rendimiento de los productos de LONGi, sino que también proporciona un sólido respaldo de datos para su futura expansión en el mercado fotovoltaico.

Además, el 15 de agosto, el anuncio de la licitación de adquisición del acuerdo marco de módulos fotovoltaicos 2024 (segundo lote) por parte de China Huaneng Group dio un nuevo impulso a la aplicación en el mercado de la tecnología de módulos BC de LONGi. En particular, la tercera sección incluye la adquisición de módulos de BC de 1GW, lo que supone la primera vez que grupos energéticos estatales convocan una licitación independiente para módulos de BC.

Esto representa un importante paso adelante para la aplicación de la tecnología BC en el mercado fotovoltaico nacional a gran escala. Como líder en tecnología BC, LONGi está bien posicionada para captar una mayor cuota y obtener una ventaja competitiva en este mercado emergente.

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 Resultados del primer semestre de 2024: LONGi obtuvo unos ingresos de 38,529 millones de yuanes se publicó primero en Energía Estratégica.

La Empresa Eléctrica de Guatemala S.A. (EEGSA), distribuidora parte del Grupo EPM en Guatemala, anunció una nueva adenda en la Licitación Abierta 1-24 EEGSA y se alista para recibir más ofertas para cubrir su requerimiento de corto plazo.

La convocatoria se divide en dos bloques: el bloque B contempla la contratación de 107 MW para el año estacional 2025-2026, mientras que el bloque C abarca 155 MW para un periodo de cinco años que comenzará en 2025 o 2026, según las propuestas recibidas.

Desde EEGSA anticiparon que la fecha límite para la recepción de ofertas fue ajustada al 8 de noviembre, y las subastas se llevarán a cabo los días 20 y 27 de noviembre, respectivamente.

Según pudo saber Energía Estratégica, entre las tecnologías participantes se encuentran proyectos hidroeléctricos, de biomasa, carbón, bunker y coque de petróleo, asegurando así una diversidad de opciones para la contratación de potencia y energía eléctrica.

Para brindar a más precisiones, Mario Naranjo, gerente general de EEGSA, y Josué Figueroa, subgerente de Ingresos, Regulación y Transacciones de EEGSA, brindaron una entrevista exclusiva a este medio en la que explicaron los avances y mejoras al proceso.

“Nosotros tenemos que seguir velando por tener pluralidad de ofertas, porque el proceso sea transparente y sin ningún manto de duda. Tenemos que lograr que el mecanismo nos garantice atender la demanda de manera integral, cubriendo el corto, mediano y largo plazo, así como continuar con el proceso de transición energética y avanzar en la integración de energía renovable en nuestra matriz de generación”, subrayó Mario Naranjo, destacando la responsabilidad de EEGSA para asegurarse energía y potencia con el fin de atender a su mercado regulado.

Asimismo, el ejecutivo enfatizó que el objetivo es mantener tarifas competitivas y estables para los usuarios. “Gracias a esta gestión, hemos logrado tener tarifas estables los últimos dos años, a pesar de fenómenos climáticos severos y los efectos colaterales de la guerra entre Rusia y Ucrania. Hoy, esa tarifa es cerca de un 30% inferior a la que teníamos cuando salió la primera licitación PEG-1. Seguiremos buscando una matriz sostenible y tarifas que garanticen el acceso para nuestros usuarios”, puntualizó Naranjo.

Por su parte, Josué Figueroa describió una a una las mejoras introducidas en la licitación de corto plazo de EEGSA para cubrir sus necesidades energéticas. “Hemos trabajado para hacer el proceso más competitivo, reuniéndonos con los actores del mercado para entender sus perspectivas y realizar adecuaciones, las cuales ya fueron aprobadas por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE)”, explicó Figueroa.

Entre las mejoras que destacó, Figueroa mencionó la flexibilidad para los oferentes en cuanto a la potencia variable a lo largo de los años de suministro. “Podrán iniciar el suministro en el año 2025 o en el 2026 y variar la potencia con la que participan”, comentó, indicando que también se abrió la participación a más tecnologías que en las dos primeras adendas no se habían incluido.

Otra novedad es que, en el bloque C, los contratos se ampliaron a dos modalidades distintas, lo que otorga mayor apertura para los generadores. “Estos cambios permitirán que más plantas de generación puedan evaluar su participación en el bloque C. En la licitación actual, tenemos tecnologías como hidroeléctricas, biomasa, carbón, bunker y coque de petróleo”, señaló Figueroa.

Estos ajustes en la licitación buscan atraer a más oferentes y fortalecer su sostenibilidad en el mercado, alineándose con los objetivos de diversificación y transición energética de EEGSA. Además, la empresa pretende lograr una contratación que permita satisfacer la demanda con costos competitivos y sin comprometer la calidad del servicio.

Lo que sigue

Con la implementación de esta nueva adenda con mejoras, se espera que los interesados en la licitación presenten solicitudes de aclaración y recomendaciones. Este proceso abrirá un espacio para proponer cambios que podrían ser considerados antes de la recepción de las ofertas definitivas. La distribuidora atenderá estas inquietudes a lo largo del mes de octubre, con fechas clave para responder dudas y emitir nuevas adendas, si se considera necesario.

El cronograma establece que las respuestas a las solicitudes se realizarán el 8 y el 14 de octubre, momento en el que se valorará si es pertinente introducir ajustes adicionales para hacer el proceso aún más competitivo y transparente. Con estas acciones, se busca cerrar esta fase en octubre, para que los participantes dispongan de dos a tres semanas de preparación antes de la recepción final de propuestas en noviembre.

La entrada Exclusiva: Guatemala implementa mejoras en los bloques B y C de su licitación de corto plazo se publicó primero en Energía Estratégica.

Future Energy Summit (FES) llevó a cabo una nueva edición del Latam Future Energy Virtual Summit, evento virtual que reunió a los principales líderes de la industria de las renovables de la región y que en esta oportunidad hizo énfasis en los avances del mercado fotovoltaico de Latinoamérica.

El primer panel de debate de la jornada estuvo integrado por Itzel Rojas, senior sales manager de Seraphim, Victoria Sandoval, business developer de JA Solar, y Oliver Quintero, key account Manager de Sungrow Latam, quienes debatieron sobre las tecnologías emergentes que están ofreciendo al mercado, detallando sus especificaciones y cómo esas soluciones impulsan la transición energética en la región.

Itzel Rojas vaticinó altas expectativas para el futuro y la compañía que ya cuenta con más de 20 GW de capacidad anual busca “duplicar la capacidad por Seraphim” y mejorar la eficiencia de los módulos para alcanzar ese objetivo. 

“Es interesante el panorama y el compromiso de Seraphim es innegable. Asimismo, hay que poner todos los esfuerzos para que funcione el matrimonio entre la tecnología solar y el almacenamiento, tanto de los clientes como de los fabricantes”, manifestó. 

En la estrategia de negocios de Seraphim, plazas estratégicas de la región como Brasil y Chile jugaron un rol importantísimo en el último lustro. Ahora bien, en sus planes de expansión también incluyen aumentar su participación en otros mercados con gran potencial como el mexicano, tal como anticipó en otro evento de Future Energy Summit (ver nota).

Por otro lado, Victoria Sandoval remarcó que cada vez se observan más oportunidades en proyectos de mediana escala, como por ejemplo los Pequeños Medios de Generación Distribuida (hasta 9 MW) en Chile, o aquellos de la pasada licitación RenMDI de Argentina, donde el gobierno adjudicó más de 630 MW renovables en 98 proyectos. 

“Normalmente veíamos la generación distribuida con límites de 500 kW hasta 5-7 MW y luego un salto a la gran escala de más de 100 MW de potencia. Pero durante los próximos cinco años, el mercado progresivamente se hará donde sea el requerimiento de la demanda para no tener que mover la energía por grandes distancias”, aseguró. 

“Entonces habrá proyectos de 5 a 20 MW donde estén los centros de manufactura en los que se requiera la energía más focalizada. Y todos esos proyectos requerirán baterías porque necesitarán estabilidad”, agregó. 

Oliver Quintero continuó con ese foco y destacó la relevancia de los sistemas de almacenamiento en las centrales de generación renovable y cómo ese “matrimonio” de soluciones puede ayudar al crecimiento del sector. 

“Las baterías son el colchón que nos permitirá amortiguar las renovables. Cuando tenemos mucha fotovoltaica empezamos a perder inercia del sistema, así que las soluciones de Sungrow que traemos al mercado son de almacenamiento: acople en corriente directa o en corriente alterna. Y lo usual es que cuando comienza un proyecto con fotovoltaica, se visione que tendrá baterías”, indicó. 

“En algún momento del tiempo del funcionamiento de un proyecto fotovoltaico, se requerirán las baterías y desde Sungrow sugerimos que desde ya se lo tenga en cuenta, considerando que las baterías año tras año son más baratas y dentro de 20-25 años será casi un negocio instalado”, añadió.

Además, en el espacio de diálogo promovido por FES, los especialistas coincidieron que sea viable la factibilidad de los proyectos fotovoltaicos con baterías, y por tal motivo, el 2025 será un año de muchos retos y oportunidades para los fabricantes en pos de mantener los precios de sus soluciones y que haya una mayor implementación y penetración de esas tecnologías en las matrices energéticas de la región. 

Por lo que esos puntos en común, los desafíos y posibilidades para las renovables en Latinoamérica y las declaraciones completas de los expositores se podrán revivir a través del video de la transmisión en vivo que aún está disponible.

La entrada FES Latinoamérica: Fabricantes analizaron las oportunidades de la complementariedad de los proyectos solares con las baterías se publicó primero en Energía Estratégica.

El Plan Maestro de Electricidad 2023-2032 actualizado en agosto del presente año (ver documento), propone una serie de acciones para expandir la generación nacional que actualmente es de 8 247 MW a través de 327 centrales, a 15 651 MW al 2032.

Para alcanzar esa meta, el país tendrá que instalar 7.404 megavatios adicionales, lo que significa casi duplicar el actual parque eléctrico. Esta inversión contempla la construcción de 37 nuevas centrales entre proyectos hidroeléctricos, solares, eólicos y de biomasa, con el objetivo de fortalecer la matriz energética del país y promover fuentes renovables.

Estos proyectos costarán aproximadamente USD US 10.446,5 millones donde 16 de esas obras serán construidas con capital privado, según el reglamento de la Corporación Eléctrica del Ecuador, CELEC, aprobada en julio pasado.

En el marco de esta actualización al Plan que no se revisaba desde el 2018, el Ingeniero Eléctrico con Maestría en Economía Circular y más de 20 años de experiencia en energía, Marco Ledesma Guaitarilla, analizó el documento y brindó propuso soluciones a los desafíos energéticos de Ecuador

“Ecuador enfrenta grandes retos en el sector energético, debido a la creciente demanda eléctrica y la dependencia de combustibles fósiles para la generación de energía. El Plan Maestro de Electricidad 2023-2032 traza un camino hacia una transición energética sustentable, abordando los desafíos mediante acciones clave como el desarrollo de energías renovables y el fortalecimiento de infraestructura”, señala.

El Plan Maestro de Electrificación proyecta que la demanda de electricidad crecerá en un 60% en la próxima década, al pasar de 31.483 gigavatios por hora (GWh) en 2023 a 50.544 GWh en 2032. En este sentido, el experto califica al robustecimiento de las redes eléctricas del país como un paso fundamental para incorporar más generación limpia y evitar racionamientos de energía.

“Ecuador está modernizando su sistema de transmisión y distribución eléctrica. Con una inversión de USD 1.748 millones, se prioriza la ampliación de redes de transmisión para soportar el crecimiento industrial y mejorar la cobertura en áreas rurales​”, afirma.

“A su vez, se proyecta una inversión adicional en generación firme y reposición de plantas termoeléctricas, garantizando un suministro estable y confiable para satisfacer la creciente demanda”, agrega.

En este marco, teniendo en cuenta el potencial significativo en fuentes renovables, como la hidroeléctrica, solar, eólica y biomasa, Ledesma sugiere acelerar la expansión de proyectos como el Parque Solar El Aromo y el Proyecto Eólico Villonaco III para reducir las emisiones de carbono y disminuir la dependencia de fuentes convencionales​.

También, hace hincapié en que el fomento de la generación distribuida, el apoyo a la electromovilidad y el desarrollo del hidrógeno verde contribuirán a una mayor resiliencia energética, permitiendo una integración efectiva de energías renovables intermitentes.

“Con estos esfuerzos, Ecuador avanza hacia una matriz energética más limpia y eficiente, mejorando la seguridad energética y contribuyendo a la lucha contra el cambio climático”, concluye.

La entrada Plan Maestro de Electricidad: qué necesita Ecuador para superar las 15 GW al 2032 se publicó primero en Energía Estratégica.

Soltec Power Holdings, empresa integrada verticalmente dedicada a proyectos fotovoltaicos, ha iniciado negociaciones con las entidades financieras acreedoras de Soltec Energías Renovables, su división industrial, con el objetivo de cerrar un acuerdo de reestructuración que garantice el futuro de la compañía debido a la decisión de una de las entidades del sindicado de no extender la prórroga tácita prevista hasta el 30 de noviembre en relación al préstamo sindicado de 90 millones de euros de póliza de crédito revolving y la línea de crédito de avales de 110 millones de euros.

La compañía confía en poder alcanzar con las entidades acreedoras un acuerdo que resuelva la situación actual y permita la correcta ejecución de los planes de transformación e impulso de la compañía sobre la base del nuevo plan estratégico de la misma.

Aplazamiento de la publicación de los resultados financieros del primer semestre

Adicionalmente, la compañía ha anunciado que no publicará los resultados financieros del primer semestre en el plazo legalmente previsto para ello. Esto es debido a la necesidad de completar la revisión detallada, y por tanto más exhaustiva que una revisión limitada, que la compañía ha decidido realizar, con la asistencia de su auditor Ernst & Young (EY). La conclusión de dicha revisión requiere de comprobaciones y análisis adicionales para reflejar adecuadamente los potenciales impactos negativos sobre los márgenes de determinados proyectos derivados de retrasos en la ejecución y/o la subsanación de incidencias durante los periodos de garantía  y el ajuste en la valoración de los activos de Brasil, Araxá y Pedranópolis, ante la decisión estratégica de poner estos activos a la venta. En cuanto a la cifra de ingresos, a cierre del mencionado periodo, la compañía estima que se sitúa entre los 250 y los 260 millones de euros.

La publicación de los resultados del primer semestre de 2024 se llevará a cabo tan pronto como concluya la revisión en curso y será anunciada por los canales oficiales establecidos al efecto tan pronto como sea conocida. Asimismo, ante las discrepancias mostradas por el auditor respecto a la formulación de las cuentas anuales publicadas el pasado 1 de abril, que mostraban una diferencia de 192 millones de euros respecto a los resultados anunciados a mercado en el mes de febrero, relativos a contratos bajo la modalidad Bill and hold, la compañía ha llevado a cabo una amplia investigación interna. Este proceso ha sido impulsado por el Consejo de Administración de la compañía, bajo la supervisión de la Comisión de Auditoría, y ha estado dirigido por su órgano de cumplimiento y asistido por expertos independientes y el correspondiente asesoramiento legal.

Como resultado de este proceso, desde el punto de vista contable, se ha identificado la necesidad de realizar un ajuste del importe de existencias contabilizado a 31 de diciembre de 2023 en la cantidad de 40,46 millones de euros principalmente debido a una incorrecta interpretación del INCOTERM aplicable, sin ninguna afección en la cuenta de resultados.

Además, ha puesto de manifiesto la existencia de determinadas irregularidades que han motivado la adopción de medidas de diversa índole que abarcan el ámbito disciplinario, de gestión y de procedimientos, destinadas a reforzar los controles internos y el sistema de cumplimiento normativo de la Sociedad. Entre estas medidas destaca el refuerzo de los controles en la nueva plataforma informática de gestión y la renovación de su órgano de cumplimiento.

Puesta en marcha de un nuevo plan estratégico y nuevo equipo directivo

Actualmente, con el objetivo de marcar la nueva hoja de ruta para los próximos años, la compañía ya está trabajando en la definición de un nuevo plan estratégico, junto a una de las consultoras estratégicas más importantes del mundo, que se comunicará en las próximas semanas.

Este nuevo plan se centrará en el desarrollo de aquellas actividades y mercados de mayor valor añadido, como son las actividades de suministro de seguidores solares y de desarrollo de proyectos fotovoltaicos, enfocándose en la generación de caja y en alcanzar un crecimiento sostenible y rentable en el largo plazo.

“Tenemos una posición sólida en nuestra división de seguidores solares, con más de 20 GW en proyectos. Trabajamos con clientes de primer nivel y estamos presentes en mercados clave de energía fotovoltaica a nivel mundial. La compañía está tomando todas las medidas necesarias, tanto a nivel operativo como financiero, para enfocarnos en los negocios con mayores márgenes y rentabilidad. Contamos con un demostrado track-record, tecnología líder y de vanguardia y estamos bien posicionados para impulsar el crecimiento futuro”, ha afirmado Mariano Berges, CEO de Soltec.

Para liderar este nuevo plan, Soltec, ha acometido una profunda reestructuración de su equipo directivo, liderado por el nuevo consejero delegado, Mariano Berges y el nuevo presidente Marcos Sáez Nicolás. Además, ha acordado reducir el número de miembros del comité de dirección e incorporar a Mikel de Irala como director de operaciones (COO) y a Andrés Carretero como director de inversiones (CIO).

El nuevo equipo de dirección ha asumido el compromiso de la propia Soltec de actuar con la máxima transparencia, clave en el proceso de transformación e impulso que la compañía está definiendo y para el que se están tomando todas las medidas oportunas. Los mencionados nombramientos han sido aprobados por el Consejo de Administración, previo informe favorable de la Comisión de Nombramientos y Retribuciones.

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Recientemente, 66 unidades del sistema de almacenamiento de energía de Sungrow, PowerTitan 2.0, llegaron al Reino Unido, demostrando su aceleración en el despliegue de almacenamiento de energía en Europa.

En Oriente Medio, más de 1,500 unidades de PowerTitan 2.0 están preparadas para su instalación, contribuyendo a uno de los proyectos de almacenamiento de energía más grandes del mundo, con una capacidad de 7.8 GWh.

De manera similar, en Asia, varios proyectos de PowerTitan 2.0 han sido comisionados con éxito, mostrando un rendimiento impresionante en la reducción de costos, seguridad y formación de redes. PowerTitan 2.0 está ganando rápidamente tracción global, siendo pionera en la transición de la industria del almacenamiento de energía hacia la era del Bloque de CA.

¿Qué es el Bloque de CA?

PowerTitan 2.0 introduce el revolucionario Bloque de CA, que integra una batería de 5 MWh con un sistema de conversión de potencia (PCS) de 2.5 MW en un contenedor estándar de 20 pies, una desviación significativa del método tradicional de separar los sistemas de batería de corriente continua (CC) y los PCS de corriente alterna (CA).

Esta integración no se limita a reorganizar componentes, sino que combina eficientemente la batería, el PCS, los sistemas de supresión de incendios y otros módulos, empujando los límites del diseño espacial.

El Bloque de CA: Una elección óptima

«En los proyectos operativos, PowerTitan 2.0 demuestra su excepcional competitividad», comentó el Dr. James Li. Ahorra un 29% en el uso de suelo, requiriendo solo 2,000 metros cuadrados para un sistema de almacenamiento de 100 MWh, lo que reduce significativamente los costos de terreno.

El diseño integral de bloque CA-CC aumenta la eficiencia del sistema en un 2% y reduce las pérdidas por fallos en un 92%.

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DAS Solar, líder en tecnología fotovoltaica de tipo N, presenta sus últimos módulos N-type 4.0 y módulos ligeros en Solar & Storage Live en Birmingham, Reino Unido.

La capacidad solar en el Reino Unido superó los 14 GW en 2023, y se proyecta que alcanzará los 30 GW para 2030. Solar & Storage Live UK 2024 es el evento más grande y especializado en la industria solar del Reino Unido, centrado en innovaciones de vanguardia y aplicaciones prácticas en tecnologías solares y de almacenamiento, mostrando las soluciones más avanzadas y sostenibles en sistemas energéticos inteligentes y ecológicos.

DAS Solar presenta su serie N-type en la exposición, incluyendo módulos bifaciales de vidrio dual de 620W y 72 celdas, módulos rectangulares DAS Black de 515W y 60 celdas, módulos rectangulares de 465W y 54 celdas con marco negro, y módulos ligeros con marco. Los productos fiables, ecológicos y diferenciados de DAS Solar destacan la fortaleza de la marca, atrayendo una atención significativa de la audiencia global.

Como líder en tecnología de tipo N, DAS Solar ha mejorado significativamente la apariencia, el rendimiento y la fiabilidad de los módulos de la serie N-type. El módulo bifacial de vidrio dual de 620W y 72 celdas incorpora tecnología N-type TOPCon 4.0 Plus, con un diseño de media celda, corte láser y encapsulación de vidrio dual. La serie N-type de DAS Solar logra una eficiencia de conversión de hasta el 23%, con una degradación del primer año de ≤1% y degradación anual posterior de ≤0.4%.

Ofrecen ventajas como cero degradación inducida por la luz (LID), mayor bifacialidad, menor coeficiente de temperatura y mejor rendimiento en condiciones de baja luminosidad, cumpliendo con los requisitos de diversos escenarios de aplicación, incluyendo proyectos residenciales, comerciales y a gran escala.

Un módulo rectangular DAS Black de 515W y 60 celdas y un módulo rectangular de 465W y 54 celdas con marco negro se introducen para atender el mercado fotovoltaico distribuido local. Este producto ha sido mejorado con un nuevo proceso de recubrimiento y un diseño negro elegante que permite integrarse perfectamente en entornos arquitectónicos, mientras cumple con los requisitos de rendimiento y estética para aplicaciones en techos distribuidos.

El módulo ligero de 475W con media celda y marco presenta un diseño sin vidrio, reemplazando las láminas traseras fotovoltaicas tradicionales con materiales compuestos de polímero de flúor patentados, logrando una reducción de peso de más del 70% y superando los desafíos de instalación en techos de baja carga. Con su estructura desmontable, el módulo es fácil de instalar y altamente compatible.

Un diseño de marco patentado minimiza los riesgos de microfisuras y cumple con los requisitos IEC para cargas de nieve de 5400Pa y cargas de viento de 2400Pa, garantizando alta fiabilidad en regiones con ambientes variables y complejos.

En los últimos años, DAS Solar ha expandido activamente su presencia global, estableciendo subsidiarias en Europa para construir una red integral de ventas y servicios localizados. Este compromiso garantiza que DAS Solar proporcione a los clientes europeos una garantía confiable de valor óptimo a largo plazo.

La entrada DAS Solar brilla con módulos de alta eficiencia en Solar & Storage Live UK 2024 se publicó primero en Energía Estratégica.