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Río Negro avanza en el desarrollo de la generación distribuida. Tras adherir a la Ley N° 27424 a fines del año pasado a través de su ley provincial N° 5617 (entró en vigencia el 27 de diciembre del 2022 pero la GD está reglamentada desde 2017 en RN) e incorporar la figura de usuario – generador colectivo, desde el gobierno provincial esperan que los usuarios – generadores ya operativos en su territorio realicen el trámite nacional y accedan a todos los beneficios posibles.

“Fue oportuno organizar reuniones internas para interiorizar sobre las líneas de créditos del BICE. Con ese objetivo, se armaron dos reuniones: la primera para agentes provinciales y municipales  y luego se armó una específica para las PyMES”, sostuvo María del Carmen Rubio, directora de Evaluación de Proyectos y Regulación de la Secretaría de Energía de Río Negro. 

“En ambas oportunidades, desde el BICE presentaron las líneas de crédito, explicaron en qué consisten y cómo funcionan, considerando que sólo se financia el equipo fotovoltaico y el equipamiento directo asociado, inverter. Y por nuestra parte se explicó el trámite a realizar y los formularios correspondientes. El objetivo es hacer de vínculo entre el banco y los posibles U/G para que inviertan en la GD”, agregó en conversación con Energía Estratégica. 

Es decir que desde la provincia se pondrán a disposición de las empresas interesadas para ayudarles en la concepción de los formularios correspondientes y conectarlos con los instaladores habilitados que figuran en la web de la Sec. de Energía de Nación para el desarrollo de proyectos. 

“Además, intentaremos que todos los usuarios – generadores que ya están conectados, hagan el trámite en Nación para que figuren en dicho reporte de avance y que coincidan tanto allí como en el sistema de Río Negro”, complementó María del Carmen Rubio.

Tal es así que en el listado de la Secretaría de Energía nacional figura que la provincia patagónica cuenta con 12 U/G operativos (fueron los que completaron el registro en la plataforma), cuando en el sistema local en realidad existen 92 U/G habilitados a lo largo de todo Río Negro (mayormente en el sector residencial). , de los cuales 28 usuarios – generadores ya iniciaron el trámite en el registro de Nación. 

¿Cuáles son las expectativas? La directora de Evaluación de Proyectos y Regulación señaló que se espera se incorporen más proyectos de generación distribuida a partir de los beneficios a nivel país y de la implementación del Fondo para la Generación Distribuida de Energías Renovables (FODIS). 

“Las expectativas es que todos los incentivos motiven a los usuarios a instalar renovables que permita el autoabastecimiento y la inyección a la red, ya que la GD es absolutamente importante para lograr la diversificación de la matriz energética y cada usuario puede hacer su aporte”, insistió. 

Argentina cuenta con una serie de barreras que dificultan la entrada de mucha más generación renovable. A pesar que recientemente se lanzó la licitación RenMDI (cierra el 27 de abril) y que se lanzaron créditos para generación distribuida, la falta de capacidad en las redes de transmisión o de financiamiento para grandes proyectos como dos de los principales obstáculos a sortear.

Pero a ello se suma que el presidente de la Nación, Alberto Fernández, priorizó a los hidrocarburos y al gas natural por sobre las renovables e hidrógeno verde, durante su discurso de apertura de las sesiones ordinarias del Congreso, a tal punto que no mencionó a estas últimas dos fuentes de generación. 

“El gobierno en su último año se encuentra con una situación de poco poder político, poco financiamiento y una restricción externa por la falta de dólares. En ese contexto, es difícil impulsar políticas de largo plazo de descarbonización y de transición energética hacia fuentes renovables”, sostuvo Marcelo Álvarez, secretario del board del Global Solar Council y co-coordinador del Task Force Latam (junto a Rodrigo Sauaia)

Por ello, explicó que el fomento a los sistemas agrovoltaicos y equipos de bombeo solar de agua pueden resultar dos alternativas ante la falta de infraestructura eléctrica y en pos de alcanzar la meta de carbono neutralidad en el futuro y de reducir el uso de combustibles fósiles. 

“El gobierno deja pasar la oportunidad, tanto en GD como nichos intermedios como los mencionados anteriormente, por lo que podría impulsar políticas que arranquen ahora mismo y se potencien con la próxima gestión de gobierno”, agregó. 

Ambas alternativas sólo requerirían modificaciones de los decretos reglamentarios ya que la Ley N° 27424 le permiten a la autoridad de aplicación establecer los mecanismos de incentivo que considere adecuados sin la necesidad modificar la propia ley. 

Y su implementación no sólo podría desplazar combustibles fósiles de alto costo, sino que también tendría un impacto favorable en términos de divisas netas, emisiones y generación de empleo a nivel nacional. 

“El tema es que como parte de la cadena de valor es importada (sólo del 68% al 55% son elementos locales) salen más dólares de lo que entran por lo que ata al gobierno de manos en cuanto a autorización de SIRA. Aunque dependiendo qué desplace y en qué región, es la cuenta de dólares que se evitará salir en el primer año y son alternativas para sortear la necesidad de grandes inversiones en la infraestructura eléctrica”, detalló Álvarez. 

¿Qué otra alternativa se presenta?

Desde el sector energético se presentaron propuestas para replicar el modelo chileno de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), de hasta 9 MW de potencia, y así impulsar las renovables bajo proyectos de baja y mediana escala. 

“Podríamos aprender de ahí ya que se generan dos mercados: uno de primer piso donde se generan PyMES locales y otro de empresas locales o extranjeras que compran varios proyectos juntos y hacen economías de escala entre utility scale y GD tradicional en la compra de los componentes principales”, concluyó el  secretario del board del Global Solar Council y co-coordinador del Task Force Latam.

Expertos y técnicos de los países de la región centroamericana y de República Dominicana, pertenecientes a instancias del sector energético, académico y ambiental, se dieron cita para participar en el taller de intercambio: “Mapas de favorabilidad geotérmica en los países de la región SICA. Dicho evento contó con las palabras del viceministro de Energía de Costa Rica, señor Ronny Rodríguez, quien manifestó su complacencia con la actividad, mencionando que los usos directos de la geotermia son favorables porque son recursos autóctonos y se pueden aprovechar en gran medida, ya que están asociados a la descarbonización.

Por su parte, la directora regional del Proyecto “Utilización del Calor Geotérmico en Procesos Industriales en los Países Miembros del SICA” (GEO-II), señora Ana Lucía Alfaro, dio la bienvenida al taller y agradeció la participación de los funcionarios, tanto de manera virtual como presencial a lo largo de la jornada, la cual tuvo una duración de tres días.

Bajo el proyecto GEO II, implementado por la cooperación alemana, por encargo del BMZ, se pretende la implementación de una base de datos para los países de la región SICA, la cual contribuya a promover el aprovechamiento geotérmico, principalmente sus usos directos y proveer todo tipo de información geoespacial que pueda ser compartida públicamente, (con la autorización previa del organismo correspondiente de cada país).

Por lo anterior, se han dado los primeros pasos, donde la herramienta ha sido presentada a las contrapartes para conocer sus expectativas y requisitos; de esa manera, se generó un punto de partida para los mapas de favorabilidad geotérmica, cuyo propósito es la identificación de las áreas promisorias para el aprovechamiento geotérmico en procesos industriales. En el taller, los participantes lograron conocer y practicar, paso a paso, la metodología derivada en el diseño de una plataforma regional, que es funcional en todos los aspectos y utilizable para todas las partes interesadas de los geodatos y la información.

En ese sentido, la visión es que la región SICA tenga una base de datos geotérmica, lo más homogénea y uniforme posible, así como mapas de oferta y demanda de calor, que sirvan de escaparate a nivel nacional e internacional, del potencial y las oportunidades de los usos de la energía geotérmica para diferentes actores y sectores.

De igual forma, uno de los acuerdos de la actividad fue la elaboración de artículos científicos, cuyo objetivo es que los países se apropien de la metodología a través de sus propios artículos.

La actividad virtual y presencial concluyó con éxito, donde los participantes expresaron su interés en continuar trabajando, a través de la creación de un grupo de trabajo regional que dé seguimiento a los avances arrojados en el taller y de esa manera, lograr el objetivo a favor de la región centroamericana y de República Dominicana.

Aún queda tiempo para participar del “Ponle Energía a tu Empresa”; iniciativa del Ministerio de Energía financiada por la Unión Europea que tiene un fondo total de $1.200 millones de pesos y que entrega un cofinanciamiento de $7 a $60 millones para implementar proyectos de autoconsumo a través de energías renovables, dirigido a micro, pequeñas, medianas y grandes empresas.

A través de este cofinanciamiento para proyecto renovables de autoconsumo se está aportando, por una parte, a la reactivación económica del país y, por otra, potenciando el nuevo modelo de desarrollo económico sostenible que impulsa el Gobierno el Presidente Gabriel Boric”, dijo la Seremi de Energía de Magallanes, María Luisa Ojeda.

Con este concurso, “se espera beneficiar directamente a más de 100 empresas de todos los tamaños a nivel nacional”, agregó la Seremi de Energía, quien aprovechó la ocasión de contar que el concurso extendió su plazo de postulación.

“La fecha límite para postular a este programa es el día 6 de abril del presente año. Tras el término de la etapa de preguntas se realizaron modificaciones de bases que facilitan las postulaciones”, dijo la autoridad regional de Energía.

Las bases del concurso establecen que se podrán cofinanciar proyectos de energía renovable para energía eléctrica, térmica o cogeneración, a través de cualquier tecnología renovable de autoconsumo. Es importante destacar, que, en Chile, más del 38% del consumo de energía es utilizada por el sector de industria y minería. Ponle Energía a tu Empresa nace precisamente entendiendo que las energías renovables son un pilar fundamental para incorporar en estos sectores.

Se entrega una bonificación sobre el porcentaje de cofinanciamiento de un 5% adicional a los proyectos que se localicen en zonas extremas o en comunas en transición justa en energía, y también a los proyectos donde el postulante sea una mujer o pertenezca a pueblos originarios, los que pueden ser acumulativos.

“Ponle Energía a tu Empresa” es realizado en el marco del proyecto «Energías Renovables para el Autoconsumo en Chile» de NAMA Facility, proyecto implementado por KFW y GIZ. El componente financiero completo tendrá un presupuesto de 14 millones de euros, que son aportados por la Unión Europea, destinados a fomentar la inversión en proyectos de autoconsumo, así como el desarrollo del sector financiero en este ámbito.

Deetken Impact, administrador de fondos de inversión canadiense, destaca en el sector energético renovable de América Latina y el Caribe donde ya ha participado en el financiamiento de más de 800 MW.

“Invertimos montos de $1MM USD en adelante en proyectos utility-scale de 3 MW de capacidad instalada en adelante, y también facilitamos estructuras financieras que permiten agregar proyectos de generación distribuida de menor capacidad para generar energía para consumidores comerciales e industriales”, precisó Fernando Alvarado, CEO de Deetken Impact Sustainable Energy.

En la antesala de su participación en el próximo megaevento de Future Energy Summit, el ejecutivo de Deetken Impact adelantó algunas de las principales características deben cumplir los proyectos para acceder a algunas de sus soluciones de financiamiento.

“Para ser elegibles, los proyectos deben ser de tecnologías renovables probadas, haber sido desarrollados de manera integral con especial atención al manejo sistemático de riesgos ambientales y sociales, contar con desarrolladores y socios con experiencia en el sector, contar con viabilidad financiera, y tener intencionalidad de contribuir a los Objetivos de Desarrollo Sostenible de las Naciones Unidas”, reveló.

Alinearse a los ODS no es menor. Su cartera a nivel internacional es bastante amplia e incluye el apoyo a proyectos de tecnologías solar, eólica, hidro y bioenergías, hasta almacenamiento energético. A lo que se suma este valor adicional de privilegiar inversiones de triple impacto.

Aquello le valió la distinción IA50 por triple año consecutivo al demostrar un compromiso para generar efectos positivos en lo social, ambiental y financiero.

Para profundizar sobre las claves para que proyectos de energías renovables accedan a financiamiento Fernando Alvarado, CEO de Deetken Impact Sustainable Energy, tendrá una participación destacada en el panel de debate denominado “Visión de EPCistas, Desarrolladores e Inversionistas” el próximo jueves 30 de marzo en el salón de conferencias principal del Hotel Intercontinental de Santo Domingo.

ASISTIR

En este mercado, Deetken Impact continúa profundizando inversiones. El último proyecto con el que han suscrito un contrato de inversión es Monte Plata, un proyecto solar PV de 71 MW de capacidad instalada en República Dominicana.

En los últimos años, el sector de energía renovable ha experimentado un ajuste sustancial en sus esquemas de negocios derivados del cambio de la política pública en el sector de energía.

Algunos de estos cambios son la cancelación de subastas para la compraventa de energía eléctrica y potencia, el criterio en el mecanismo de emisión y acreditación de los Certificados de Energía Limpia, el freno de actividades de la Comisión Reguladora de Energía, el Centro Nacional de Control de Energía y la Secretaría de Energía, la eliminación del esquema de generación local y las reformas a la Ley de la Industria Eléctrica.

En este marco, Edmond Grieger y Ariel Garfio, socios de Von Wobeser y Sierra, estudio de abogados que se distingue por ofrecer asesoría legal preventiva y reactiva en proyectos de energía e infraestructura, incluyendo renovables, destacan en diálogo con Energía Estratégica: “Por el golpe de timón en el sector, las principales preocupaciones de los clientes son los cambios en la legislación del sector eléctrico, desafíos en la integración a la red eléctrica, criterios ESG y el acceso a financiamiento”.

Cambios en la legislación del sector eléctrico

Durante los últimos años se han implementado cambios en la legislación aplicable en materia de energía eléctrica promovidos por el Poder Ejecutivo, entre los cuales destacan las reformas a la Ley de la Industria Eléctrica publicadas en marzo de 2021, así como la publicación de diversas resoluciones, acuerdos y criterios por parte de la Comisión Reguladora de Energía, el Centro Nacional de Control de Energía y la Secretaría de Energía.

Para la firma, el gobierno modificó las reglas de despacho de las centrales eléctricas para darle prioridad a aquellas centrales cuya fuente no necesariamente tendría que ser renovable (tal y como sí se estableció en un inicio en la publicación de la Ley de la Industria Eléctrica).

“Estos cambios han generado mucha incertidumbre sobre los derechos y expectativas de los permisionarios de generación de energía eléctrica por fuentes renovables”, asegura Grieger.

“Nuestros clientes se vieron obligados a implementar y ejercer diferentes medidas y mecanismos legales de protección, contemplados tanto en la legislación mexicana como en tratados internacionales, que les permitan salvaguardar sus derechos, así como los pronósticos económicos de sus proyectos de energías renovables”, agrega.

Desafíos en la integración a la red eléctrica

De acuerdo con Von Wobeser y Sierra, uno de los pilares fundamentales del cambio en la política energética del país ha sido el fortalecer a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para que ésta retome un papel relevante en la matriz de generación de energía eléctrica.

“Se le ha dado una prelación irracional muy importante a la CFE en materia de obtención de permisos, licencias y autorizaciones, en detrimento y discriminación de centrales eléctricas de particulares, inclusive de centrales que ya estaban listas para iniciar operaciones comerciales”, comenta Garfio.

“Esto ha generado que la integración de centrales eléctricas propiedad de particulares al Sistema Eléctrico Nacional haya sido pírrica en los últimos años”, añade.

Criterios ESG

Tomando en cuenta el crecimiento en la implementación de políticas en materia ambiental, social y de gobierno corporativo (ESG por sus siglas en inglés), los inversionistas han redoblado esfuerzos para que los aspectos sociales y ambientales en el desarrollo, construcción y operación de un proyecto de energía renovable convivan de manera armónica con el medio ambiente y las comunidades.

“El interés por los Criterios ESG se da en cumplimiento tanto de las políticas internas de los propios clientes como de estándares internacionales en materia de sostenibilidad de proyectos de energía eléctrica, como el Sustainability Accounting Standars Board, Principles for Responsible Investment, etc.”, afirman los abogados especialistas.

Acceso al financiamiento

Los cambios en la legislación aplicable y la dificultad de los proyectos a ser integrados al Sistema Eléctrico Nacional pueden complicar la obtención de financiamiento para el desarrollo de éstos o cambiar drásticamente las proyecciones económicas ya contempladas en los mismos.

”Nuestros clientes han encontrado como un reto importante obtener un financiamiento a tasas competitivas”, advierte Grieger.

Acerca de Von Wobeser y Sierra

El grupo de industria de Energía y Recursos Naturales apoya constantemente a clientes enfocados en el sector de energía y, particularmente, en el sector eléctrico.

Su asesoría abarca temas regulatorios, ambientales y de sostenibilidad, desarrollo de proyectos, transaccionales, inmobiliarios, sociales, litigio y arbitraje.

Con respecto a los amparos interpuestos en contra de la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica y demás acuerdos emitidos por el ejecutivo a fin de obstaculizar la participación de la iniciativa privada en el sector de energía del país, la firma explica que seguirán dichos procedimientos ante jueces y magistrados federales.

Adicionalmente, el pasado mes de enero de 2023, la Segunda Sala de la Suprema Corte de Justicia de la Nación atrajo una serie de expedientes con amparos en revisión, promovidos por un grupo de empresas privadas en contra del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones a la Ley de la Industria Eléctrica, de fecha 9 de marzo de 2021.

“Se espera ver una decisión por parte de la Segunda Sala respecto a dichos amparos, situación que podrá beneficiar a la industria eléctrica en México”, concluye Garfio.

República Dominicana ha venido adoptando políticas públicas que permiten acelerar la adaptación y mitigación de efectos del cambio climático. En el sector energético resolvió apostar por las energías renovables y al gas natural como combustible de transición para desplazar fuentes fósiles altamente contaminantes.

Durante el Simposio de Eficiencia Energética 2023, organizado por organismos públicos de la cartera energética de República Dominicana, Andrés Astacio, superintendente de electricidad en República Dominicana, se refirió a los objetivos que desde la actual administración tienen y los avances que han logrado.

“La política energética debe buscar tres cosas: primero la garantía de suministro, segundo la previsibilidad de costos y tercero -y lo más importante- la sostenibilidad”, subrayó durante su intervención.

Señalando que las energías renovables serían una respuesta efectiva para lograr aquellos objetivos, sostuvo que en el ámbito de la oferta, las energías renovables ya han adquirido altos grados de competitividad.

“En República Dominicana esta administración desde el año 2020 al 2022 ha logrado de manera transparente contratar cerca de 900 MW de generación solar, eólica y de otros tipos de fuentes renovables a precios esencialmente competitivos. Estamos hablando de un rango entre USD 80 MWh y USD 100 MWh lo que es literalmente más bajo que el promedio de largo plazo de los costos de generación de prácticamente todas las fuentes térmicas salvando, carbón y gas natural”, argumentó.

Y adelantó: “Hago un spoiler. El gobierno dominicano en su política primero estableció un modelo transparente de contratación a través de unos precios de referencia preparados a través de un estudio por la Comisión Nacional de Energía pero hoy, ya este año, pasamos a una siguiente fase. Este año pasamos a la fase de la contratación competitiva”.

Los horizontes de negocios se amplían al considerar las necesidades energéticas crecientes en República Dominicana. De acuerdo con porcentajes compartidos por Andrés Astacio, República Dominicana está demandando 18% más de la energía que se satisfacía antes de la pandemia.

De mantenerse esta tendencia, las energías renovables podrían ganar terreno para cubrir nuevas demandas. Siguiendo las estimaciones de Astacio, las renovables podrían crecer de un 10% de la cobertura de la demanda actual a un 20% tan sólo en dos años.

Ahora bien, en este camino hacia la independencia energética además de producir con recursos propios como sol y viento, el almacenamiento es otro componente esencial para países insulares como República Dominicana.

“Estas son las cosas que van condicionando nuestra agenda regulatoria”, aseguró el superintendente.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) dio el primer paso avanzando con los requerimientos de almacenamiento para los parques renovables de gran escala.

Desde la Superintendencia de Electricidad (SIE) continuarán con almacenamiento stand-alone que puedan hacer una transferencia efectiva en momentos de mayor demanda, suplir servicios auxiliares que cubran necesidades crecientes de calidad de servicio y que a la vez sirvan para estabilizar la nueva curva de carga y la nueva curva de suministro que surge con la integración de fuentes renovables.

Semana de expectativas en Colombia. La UPME anunció la asignación de 7.493 MW de solicitudes de conexión de proyectos renovables –VER ARTÍCULO-.

“Buena parte de la asignación se da para proyectos de fuentes renovables no convencionales y esto es muy importante. Da una idea del posicionamiento del país en el desarrollo de este tipo de tecnología”, observa Germán Corredor, ex director ejecutivo de SER Colombia, en diálogo con Energía Estratégica.

Y valora: “Lo que implica esta asignación es que las empresas asignatarias para tener puntos de conexión deberán ahora buscar las garantías para garantizar que el proyecto se vaya a ejecutar. Eso implica fijar una fecha de entrada en operación y una mayor certeza de cuáles de estos proyectos e van a ejecutar realmente”.

Analizando números Corredor observa que se viene un futuro promisorio: “Se adjudicaron 7.500 MW que es una cifra bien importante y que si se suman a los 9.000 que ya tienen capacidad asignada, tenemos alrededor de 16.500 MW asignados, lo cual es una cifra bien importantes para el país, que genera expectativas en términos de empleo, de desarrollo de proyectos, de los estudios ambientales, procesos de construcción: muy importante para el país”.

Cerrado este proceso, ahora los desarrolladores e inversionistas de las renovables se preguntan si la nueva fecha de presentación de proyectos solicitudes seguirá siendo este 31 de marzo, pues no se pueden hacer nuevos estudios de conexión sin tener esa información.

“Esperamos que se amplíen las fechas de presentación de conexión, que se conozcan dónde están ubicados efectivamente los proyectos ya asignados, a qué subestaciones: información más detallada para que los estudios de conexión se puedan realizar con información precisa”, analiza Corredor.

Y justifica: “Es fundamental que se prorrogue porque, de aquí al 31 de marzo, quedan 21 días, y un estudio de conexión no se hace en ese tiempo y para hacer el estudio de conexión es clave tener la información de cuánto se adjudicó en este proceso y dónde”.

Cabe aclarar que, en una entrevista reciente que le realizó este medio a Adrián Correa-Florez. Director General de la UPME, el funcionario anticipó que esta prórroga será inminente -VER ARTÍCULO-.

Asignaciones

Consultado sobre la mecánica de asignación de proyectos, Corredor observa: “yo creo que todavía estamos en la curva de aprendizaje, y que eso todavía tiene que mejorarse más. La UPME va a tener que afinar sus procedimientos, cumplir con las fechas realmente, porque mientras seguíamos siempre atrasados, quiere decir que no está funcionando como se quiso hacer”.

“La CREG tendrá que ajustar fechas y definir más plazos para que funcione correctamente, porque si no esto es un problema para todo el mundo, incluyendo a la UPME que no tiene los tiempos para hacer los estudios, o no tienen los tiempos para resolver las solicitudes, etc. Entonces yo creo que estamos todavía en esa curva de aprendizaje”, agrega.

Y propone: “El ideal de esto es que haya los tiempos suficientes, que las empresas tengan la información, que efectivamente el proceso fluya”

Registro de proyectos

De acuerdo a información de XM, la cual fue elaborada a través de avisos que dieron las propias empresas, se estima que 151 proyectos por 5 GW de renovables que se pondrían en marcha este año –VER ARTÍCULO-.

Al respecto, Corredor opina: “de la lista de proyectos que han publicado, hay unas iniciativas como Alfa y Beta, y los de Celsia, que son proyectos grandes eólicos, y que yo no sé si alcancen a estar este año listos porque todavía están en proceso”.

“Por caso, Alfa y Beta todavía tienen que revisar la licencia ambiental de la conexión y yo creo que les va este año en ese proceso. Entonces decir que van a entrar en operación este 2023, lo dudo. Creo que muchos de los grandes van a pasar por retos similares. Ahora, posiblemente si los proyectos más pequeños puedan hacerlo este año”, observa el ex director ejecutivo de SER Colombia.

La gran promesa

Por otra parte, Colombia es uno de los mercados más prometedores de Latinoamérica en lo respectivo a renovables. Pero, si bien se han adjudicado varios GW de proyectos en distintas subastas y se han asignado decenas de ellos en subestaciones eléctricas, lo cierto es que la potencia instalada eólica y solar fotovoltaica apenas llega a los 1.000 MW.

“Yo creo que le pusimos mucho optimismo al principio con tantos anuncios. Las subastas que se hicieron, donde se adjudicaron casi todos estos proyectos, dieron un plazo muy corto para empezar a cumplir los contratos. Hubo mucho optimismo. Y evidentemente la realidad muestra que el proceso de obtención de licencias ambientales, las consultas previas, todo este tema es más largo de lo que creímos”, observa Corredor.

Y remata: “en la práctica se está viendo que esos plazos fueron cortos y que esas lecciones hay que aprenderlas”.

La salida de SER Colombia

¿Qué le depara el futuro a Germán Corredor luego de la reciente salida de SER Colombia? “Desde que yo entré a la entidad, mi perspectiva era durar unos tres años, creo que era suficiente para hacer una gestión. Sin embargo, duré cuatro y medio: más de lo pensado”, enfatiza el ahora consultor.

Cuenta que entre octubre y noviembre pasado informó a la Junta Directiva su salida. “Soy una persona que creo que estas entidades requieren cambios. Uno cumple un ciclo, y tienen que haber renovaciones en las entidades, como SER Colombia. Desde el punto de vista mío, también. Soy pensionado, una persona austera en mi forma de vida, entonces puedo vivir más tranquilo. Voy a seguir en el sector, porque esa es la pasión de uno”, revela.

Indica que ya se está desempeñando dentro de la consultora de su hermano, Pablo Hernan Corredor, Gerente de PHC. Participará “desde la perspectiva de mirar nuevos negocios, nuevas oportunidades, y ayudarle en esa dirección”, comenta el ex SER Colombia y anticipa: “si hay algún proyecto que ellos hagan de consultoría que a mí me interese, pues seguramente también los ayudaré”.

Cada vez existen más proyectos de pequeña y mediana escala incorporan sistemas de almacenamiento de energía en baterías en Chile, a tal punto que algunos ya solicitaron aprobación del estudio de impacto ambiental en el Servicio de Evaluación Ambiental para entrar en operación en el corto plazo. 

Bajo ese contexto, el director ejecutivo de la Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores (GPM), Matias Cox, brindó una entrevista a Energía Estratégica sobre la importancia que tendrá esta tecnología en la integración con las centrales de menor potencia y el Sistema Eléctrico Nacional. 

“El storage es prioritario para el SEN de Chile, pues permite la posibilidad de almacenar la energía que se produce en el día, que hoy no es posible transportar, e inyectarla en los horarios nocturnos, cuando los costos de energía aumentan, permitiendo la disminución del uso de combustibles fósiles. Por tanto, incentiva el desarrollo de las energías renovables en el futuro y el objetivo de descarbonizar la matriz energética del país”, sostuvo.

“Asimismo, posee impactos positivos como descentralizar los proyectos de almacenamiento en el territorio, aportando en acercar las fuentes de generación de energía a la demanda y, por otro lado, dar señales, para incentivar la puesta en marcha de proyectos de mayor envergadura”, agregó. 

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

Por ello mismo planteó que es “deseable” que sigan existiendo este tipo de emprendimientos, a la par que se brinda certeza regulatoria mediante el desarrollo del reglamento y las normas técnicas tras la reciente aprobación de la Ley de Almacenamiento y Electromovilidad y las planificaciones del sistema de transmisión en el país. 

Hecho que para diversos actores de la cadena productiva representa una barrera a superar, ya que sin ello resulta difícil saber las reglas claras del mercado y, por ende, conseguir financiamiento para proyectos de tal índole y realizar las inversiones correspondientes, que podrían ayudar a disminuir los costos hacia los próximos años 

“El desarrollo del almacenamiento es una de las llaves para la transición energética del país, por lo que su aumento irá en beneficio del desarrollo del sistema eléctrico nacional. Por ello, a medida que se vayan desarrollando estos proyectos, se darán señales de precio que permitirán el aumento del desarrollo de esta tecnología, lo que impactará en dar mayor seguridad y suficiencia al sistema”, afirmó Matias Cox. 

Cabe recordar que el Ministerio de Energía de Chile trabaja en las modificaciones reglamentarias necesarias para implementar dicha tecnología en el sector energético. Innovaciones que abarcan una participación amplia en distintos rubros, como por ejemplo cambios al reglamento de coordinación de la operación (DC 125), al de potencia, para la cual ya se mostró la propuesta, y probablemente también haya cambios en el de Pequeños Medios de Generación Distribuidas y net-billing.

La multinacional Ginlong Solis proyecta duplicar sus ventas de inversores solares en Colombia, país que está a la vanguardia en energía solar y con mayor adopción de sistemas fotovoltaicos de Sudamérica.

Solis realizó una gira de entrenamientos técnicos con la empresa Solaire Energía Renovable en Colombia, donde se visitó las ciudades de Barranquilla, Medellín, Cali, Bucaramanga y Bogotá, durante el mes de febrero.

El entrenamiento se concentró en la nueva gama de Inversores Solis S6 – Residencial, C&I e Híbridos.

Asistieron a la gira más de 250 personas en las cinco ciudades, con el objetivo de reforzar presencia en Colombia de la mano del distribuidor Solaire Energía Renovable, uno de los más grandes distribuidores en Colombia y Centro América.

Con estas acciones se busca en 2023 duplicar las ventas en este país a donde se introducen inversores de sexta generación tanto para grandes proyectos, como también el primer inversor hibrido que ofrece hasta 100% de autonomía al sector residencial.

Este último equipo contiene almacenamiento de energía que puede obtener hasta 100% de autosuficiencia al contar con varias potencias desde los 3.8kW hasta los 11.4kW. Dicho equipo puede ir acoplado a baterías de litio de hasta 15kW, capacidad suficiente para satisfacer las cargas normales a nivel residencial por toda una noche, como son: luces, TV, refrigerador y aire acondicionado.

El nuevo inversor Solis Híbrido S6-EH1P(3.8-11.4)K-H-US ha sido certificado según los estándares internacionales cumpliendo todas las regulaciones exigidas por el mercado colombiano.

Este inversor es la opción para soluciones de almacenamiento así que el equipo puede operar con o sin la red de interconexión.

Esta innovación permite:

Mayores ingresos con el modo de consumo de electricidad en tiempo real de acuerdo con el precio de mercado.
Alta independencia que permite al inversor operar fuera de la red eléctrica.
Mayor eficiencia gracias a sus componentes de marcas líderes internacionales.
Seguridad e independencia energética para el usuario.

Cabe señalar que Colombia es de los países con mayor avance en adopción de energía solar de América Latina al agilizar y simplificar los trámites y procedimientos para los proyectos de energía renovable, con lo que impulsa al país a ampliar la ventaja competitiva a nivel ambiental y de eficiencia en precios de energía.

Tan sólo en 2022, el Ministerio de Minas y Energía de Colombia avanzó en la ejecución de 32 proyectos más para la instalación de paneles solares en 19 mil hogares colombianos, en los departamentos de Bolívar, Caquetá, Casanare y Chocó.

De acuerdo con el Índice de Transición Energética elaborado cabo cada año por el Foro Económico Mundial, Colombia se ubicó en el puesto número 34 subiendo nueve lugares entre 2019 y 2020 de entre 115 países. Uruguay ubicado en el puesto 11 de la clasificación, es el primero de Latinoamérica y Colombia le sigue los pasos de cerca, superando a países como Chile y Costa Rica.

360Energy completó exitosamente el lanzamiento de su segunda ON Verde en el mercado local. La empresa se proponía conseguir USD 60 millones y recibió ofertas por más de USD 93 millones.

La emisora logró completar su objetivo colocando USD 80 millones en los dos tramos previstos: USD 20 millones bullet a 24 meses a una tasa anual del 0% en el tramo corto, y USD 60 millones a una tasa del 5% anual en el tramo largo a 108 meses. Los prorrateos resultaron aproximadamente en el 84% y 95% respectivamente.

“Nos enorgullece poder contar con financiamiento local que permita consolidar nuestro plan de crecimiento, afianzándonos como un actor relevante en la transición energética en nuestro país. Estamos convencidos que la energía solar liderará este cambio y nos enfocamos fuertemente en ello”, afirmó Federico Sbarbi Osuna, CEO de la compañía.

Las obligaciones negociables emitidas se encuentran alineadas a los cuatro componentes principales de los principios de bonos verdes del ICMA – Asociación Internacional de Mercado de Capitales-, por ello Fix, afiliada de Fitch Ratings, calificó a  las ON de 360Energy como BONO VERDE BV1 (la mayor calificación en Argentina) y riesgo A.

Al respecto, Cecilia Dragonetti, CFO de la compañía sostuvo: “Estamos comprometidos con la transición energética del país y esta nueva emisión exitosa de bonos verdes nos alienta a continuar las inversiones en energías renovables, uno de los sectores de mayor potencial y crecimiento en Argentina y el mundo”.

La operación se realizó con ITAU Banco Itaú Argentina S.A. como organizador, y un consorcio de colocadores compuesto por: Itaú Valores S.A., Balanz Capital Valores S.A.U., Banco De Servicios Y Transacciones S.A., Invertir En Bolsa S.A., PP Inversiones S.A., Bacs Banco de Crédito y Securitización S.A. y Banco Hipotecario S.A.

Los fondos obtenidos serán destinados a financiar la construcción del Parque Solar Fotovoltaico La Rioja II de 94 MWp localizado en Nonogasta, provincia de La Rioja, y cuya energía será destinada al MATER. La construcción del nuevo parque solar está prevista para iniciar en 2023 a través del equipo técnico, logístico y humano de 360Energy, de una remarcable experiencia con más de 300MW construidos en Argentina en parque solares propios y para terceros.

Actualmente 360energy posee en operación cinco parques solares en las provincias de San Juan, La Rioja y Catamarca por una potencia superior a 100MWp. Además, la compañía continúa a la cabeza de la innovación en el sector solar fotovoltaico, habiendo instalado las primeras baterías de almacenamiento a gran escala en uno de sus parques de la provincia de San Juan, de manera de contar con el primer proyecto fotovoltaico híbrido conectado al sistema interconectado nacional.

Cox Energy América informa que fue asignado en tres proyectos por 45 MW para la generación y consumo de energía eléctrica solar, tras una reciente subasta realizada por el Gobierno de Colombia a través de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME).

El proceso de subasta se llevó a cabo en un entorno altamente competitivo, registrándose un total de 843 solicitudes de conexión por una capacidad acumulada de 56,7 GW, de los cuales solo se asignaron 147 proyectos de energía solar con una capacidad total de 5,8 GW.

Como parte de la estrategia del Gobierno de Colombia para asegurar una transición energética justa, el proceso de asignación se basó en la confiabilidad, flexibilidad, reducción de emisiones, restricciones y precios de mercado, así como el impacto en pérdidas y el estado de licenciamiento ambiental de cada proyecto presentado. , que Cox Energy America cumplió en su totalidad.

Los tres proyectos asignados tendrán una inversión de 45 millones de dólares, los cuales serán ejecutados con recursos propios, así como con el apoyo de instituciones financieras y multilaterales. El plan de desarrollo contempla iniciar la fase de construcción durante el primer trimestre de 2024.

José Antonio Hurtado de Mendoza, director general de Cox Energy América, comentó : “Colombia se ha convertido en el último año en un país clave para la estrategia de expansión y crecimiento de la Compañía, buscando incrementar nuestra presencia y operaciones con proyectos de alta viabilidad y rentabilidad. proceso fue realizado con total transparencia y confiabilidad, permitiéndonos presentar nuestras capacidades gerenciales y operativas únicas, que buscan siempre obtener los mejores resultados”.

Agregó : “Con este importante hito logrado en el mercado colombiano, reafirmo nuestro compromiso de seguir analizando y gestionando diferentes oportunidades de negocio para la generación y comercialización de energías renovables en el país, y así seguir avanzando en el cambio de la matriz energética en la región».

En el marco de la conmemoración del Día Internacional de las Mujeres, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) llevó a cabo el evento “8-Materializando la igualdad de género. Inspirar niñas, incidir en jóvenes e impulsar trabajadoras”, donde el director general de la CFE, Manuel Bartlett Díaz, instruyó que, para materializar los esfuerzos en materia de igualdad de género, todos los directores corporativos, así como los directores de las empresas productivas subsidiarias y de empresas filiales deben revisar las estructuras de sus áreas para realizar un análisis que permita abrir espacios para que más mujeres ocupen puestos de mando.

“La CFE es la empresa más importante y grande del país, la que impulsa el desarrollo. No hay nada sin la electricidad y buscamos que sea un ejemplo no sólo numérico, sino de calidad, para demostrar que tiene en su estructura mujeres capacitadas y profesionales, y hacer de esta empresa un referente a nivel nacional”, refrendó Bartlett Díaz.

Diana Marenco Sandoval, subgerenta de Información de la Coordinación de Comunicación Corporativa, presentó un video en el que, siguiendo el título que enmarca este evento se muestra como la CFE tiene la capacidad para inspirar a niñas y a incidir en, jóvenes para ser ingenieras y ver a esta empresa como una opción para su desarrollo profesional.

Nimbe Durán Téllez, titular de la Unidad de Género e Inclusión (UGI), precisó que hace un año, en esta misma fecha, se informó que el porcentaje de mujeres en puestos de mando había aumentado del 6% al 13%. Al día de hoy, estamos en un 15%, con lo cual, explicó, se muestra que seguimos avanzando, pero no a la velocidad requerida.

Asimismo, señaló la responsabilidad que tiene la CFE con las nuevas generaciones, jóvenes que buscan sumarse a las filas de la industria eléctrica nacional. “Las mujeres en México se están formando en áreas de ingeniería, ciencia y tecnología; por ello, la CFE siembra una semilla de esperanza en las jóvenes, quienes ven en la electricidad el elemento que las mueve y las motiva, que las hace elegir una carrera que las inspira a hacer de este mundo uno mejor. La CFE tiene el compromiso para que las niñas y jóvenes, que por mucho tiempo se había pensado que no podían acceder a carreras consideradas “para hombres”, puedan acercarse y ver a esta empresa como una opción para su práctica profesional”, resaltó.

También, destacó que el 8 de marzo implica compromiso y recapitulación para saber lo que nos falta por hacer y lo que debemos hacer mejor, “es acelerar el paso porque los derechos de las mujeres no merecen esperar. Yo quiero que este día también signifique un agradecimiento por estos 1495 días de trabajo en favor de la igualdad”.

CFE Generación VI es prueba de ello. Brenda Rosas Medellín, enlace para la Igualdad de Género de esta empresa subsidiaria, detalló el reciente convenio de colaboración con la Universidad Veracruzana, que a la fecha les ha permitido incorporar a servicio social a las estudiantes en esa área y abrir el Curso de Formación de Superintendencias de Turno para su posterior ingreso.

“El objetivo es inspirar a las niñas y abrir las puertas de la CFE a las jóvenes universitarias como opción profesional, como estrategia para reducir la brecha de género que existe en las funciones técnicas y operativas de la industria eléctrica”, refirió Rosas Medellín.

Emilia Calleja Alor, supervisora regional de CFE Generación I, abrió camino. Estudió y se graduó como Ingeniera en Electrónica. En 2019 se convirtió en la primera superintendenta general en la CFE, a cargo de la Central Termoeléctrica Salamanca, donde también fungió como gerenta de proyecto de construcción de un ciclo combinado.

“La Central representó un reto técnico, operativo y de mantenimiento, y en su momento, se logró con éxito recuperar cerca de 30 MW por cada unidad generadora, lo que garantizó su operación continúa, confiable y segura de energía eléctrica a la población”, recordó Calleja Alor.

Carmen Serdán Banda, directora general de la Empresa Filial CFE Capital, destacó la importancia y compromiso que implica llegar a ocupar un cargo de alta dirección con conciencia de género. En la CFE son fundamentales las políticas de igualdad, reconoció Serdán Banda, y pidió no dejar de fortalecer a la UGI, punta de lanza para reducir las brechas de desigualdad. En CFE Capital 66% de los puestos directivos son ocupados por mujeres.

María Fernanda Victoria Martínez, enlace para la Igualdad de Género de la Dirección Corporativa de Negocios Comerciales, informó que, con apoyo de la UGI, se incorporará perspectiva de género a las brigadas escolares que se realizan en el Programa de Ahorro de Energía del Sector Eléctrico, mismas que tienen como objetivo fomentar la cultura del ahorro y el uso eficiente de la energía y que pueden también ser una herramienta para llevar a que las estudiantes puedan conocer, por ejemplo, las historias de mujeres que trabajan en la industria eléctrica.

Carolina Tavera García, enlace la para la Igualdad de Género de la Auditoría Interna, señaló que, a partir de la creación de la UGI, se ha montado el andamiaje para una efectiva igualdad de oportunidades de las mujeres en la CFE; con metas de diversidad de género; así como medidas contra el hostigamiento y el acoso sexual. En su intervención reflexionó, con las mujeres presentes, sobre la importancia de tejer redes de apoyo, de sororidad.

“En la Unidad de Género e Inclusión se construye el primer programa de mentorías para trabajadoras de la CFE, donde participaré. Las que ya tenemos un camino andado tenemos el deber moral de ser mentoras, de eliminar inseguridades y miedos, de enseñar a ver el mundo de forma valiente, venciendo prejuicios, asumiendo riesgos y responsabilidades, convenciéndolas que el liderazgo y éxito se construye en conjunto”, puntualizó Tavera García.

Rubén Cuevas Plancarte, director Corporativo de Administración, resaltó que en la CFE el 8M implica compromisos y resultados, como propiciar ambientes de trabajo seguros, inclusivos y justos; igualdad de oportunidades (contratación y capacitación); así como continuar con la prevención y eliminar la violencia de género, además de visibilizar las aportaciones de las mujeres trabajadoras de la CFE. Destacó la suma de esfuerzos que se ha logrado para implementar las acciones de igualdad de género en la empresa.

La Asociación de Generadoras de Chile le envió una carta al ministro de Energía, Diego Pardow, en la que observó con “suma preocupación” la propuesta de modificación de la tarificación de la energía del sistema eléctrico del país. 

Propuesta que fue presentada el pasado 3 de febrero por un grupo de diez empresas del sector, que prevén que las unidades generadoras despachadas fuera de orden económico operando a mínimo técnico, participen directamente en la determinación del costo marginal instantáneo del Sistema Eléctrico Nacional (SEN). 

Ante ello, desde Generadoras de Chile manifestaron que el proyecto mencionado “adolece de graves deficiencias” al atacar ciertos fundamentos del mercado contenidos en la regulación vigente y que no representa una evolución del sistema marginalista, sino que se pretende crear una excepción o contravención a éste. 

“Además, contraviene las mejores prácticas internacionales dirigidas a dar señales adecuadas para el desarrollo de infraestructura tanto de generación renovable como de almacenamiento”, añade el documento del gremio. 

Por lo que de concretarse la modificación de la tarificación de la energía del sistema eléctrico, desde la entidad que engloba a las principales operadoras renovables del país plantearon que habría una serie de efectos adversos: 

“Esa propuesta que recomendamos no implementar cambia radicalmente las circunstancias económicas de largo plazo que generaron los contratos de suministro y sobre todo frenaría la inversión en el storage”, sostuvo Claudio Seebach, presidente ejecutivo de Generadoras de Chile, en conversación con Energía Estratégica. 

La obstaculización a al avance a los sistemas de almacenamiento se debería a la “reducción artificial de las oportunidades de arbitraje de energía entre los bloques horarios de día y noche”; mientras que a la vez, los cambios “gatillarían” una redistribución de ingresos entre participantes del mercado eléctrico. 

“También en un alza artificial de precios spot que daría incentivos a la sobre instalación de algunas tecnologías, en particular a la generación solar fotovoltáica, y distorsionaría las señales de precio que se desprenden del despacho económico, particularmente en horas en que el precio spot es cero y donde no es eficiente contar con un mayor nivel de despacho de otras unidades de generación”, complementa la carta enviada al Ministerio de Energía. 

Y en virtud de ello, el gremio solicitó una respuesta “urgente” para abordar la situación de corto plazo, y una agenda clara de mediano y largo plazo, como también que a futuro se aborden espacios de mejora, entre los que se destacan los siguientes: 

Mitigación de impactos financieros de las leyes de estabilización de tarifas 
Señales para el desarrollo del almacenamiento de energía
Gestión y planificación del sistema de transmisión existente y aquella requerida para la transición energética
Perfeccionamiento del diseño de mercado mayorista en base al sistema marginalista 
Mayor trazabilidad del criterio de operación del Coordinador 
Revisión del diseño de licitaciones de contratos de clientes regulados. 

“Un sistema eléctrico es un sistema económico coordinado por una institución donde se tienen que dar indicios claros y alineadas con las perspectivas para que sea eficiente. Entonces hay perfeccionamiento que hacer, nos enfrentamos a una serie de contingencias, así que trabajemos para ello”, concluyó Seebach. 

S-5!, expertos en soportes y abrazaderas para fijación en techos metálicos, suman más de 6 GW instalados sobre cubiertas metálicas alrededor del mundo y este sería solo el comienzo.

Su presencia internacional está en pleno crecimiento. Además de contar con representación en mercados estratégicos, avanzan con nuevos negocios en distintas regiones a través de su red de distribuidores que ya alcanza las 245 empresas.

La región latinoamericana no le es ajena. Solo en México, Centroamérica y el Caribe S-5! acumula unos 20 partners que garantizan stock para nuevos proyectos de energía solar sobre cubiertas metálicas. Pero la empresa iría por más.

“Tenemos planeado expandir el número de aliados en los siguientes meses. En S-5! siempre estamos buscando los mejores socios y/o canales de venta para poder cubrir completamente el mercado y llegar a nuestros clientes finales, los instaladores”, revelaron desde la compañía.

El atractivo que identifican en México, Centroamérica y el Caribe no es menor y su condición de fabricante americano lo dejaría en una buena posición para la exportación de productos competitivos frente a las demás ofertas disponibles que provienen de otros países.

“Al ser fabricante americano y que todo el producto se maquile en USA, en nuestra fábrica en el norte de Dallas, nos permite aprovechar el tratado de libre comercio con México y Canadá, con el que se reduce el tema de impuestos y sólo se deben de pagar los locales, con lo que se ahorra alrededor del 12% comparado con otros fabricantes fuera de los beneficios del tratado”, observaron desde S-5!

Y agregaron: “Además en el tema de logística también existe gran ahorro no sólo por la ubicación geográfica sino porque nuestro producto, en comparación con otras soluciones para techos metálicos, necesita menos espacio para ser transportado lo que se traduce en un ahorro de hasta un 30% en logística”.

Nuevos desarrollos, innovación, comercio exterior y logística, son algunos de los temas a los que hará referencia S-5! durante su participación como Bronze Partner en “Latam Future Energy Mexico, Central America and the Caribbean Renewable Energy Summit”, que se llevará a cabo el 29 y 30 de marzo en Santo Domingo.

ASISTIR

La empresa llega a este megaevento organizado por Future Energy Summit para presentar su propuesta superadora para sistemas de energía solar en techos metálicos y para debatir sobre temas de coyuntura en el mercado.

Asistirán como representantes Juan Carlos Fuentes, director de Ventas Internacionales y Desarrollo de Negocios de S-5!, y Denisse Rangel, gerente de Marketing para Latinoamérica de S-5!

Como adelanto, los referentes de S-5! comunicaron que están promoviendo la instalación de sistemas fotovoltaicos sin uso de rieles, utilizando su sistema de fijación directa sobre cubiertas metálicas llamado PV kit, y que cuentan con grandes ventajas:

“Nuestras soluciones están pensadas para facilitar la vida del instalador, en tema de logística y tiempo de instalación de los productos; además de brindar mejores prácticas de instalación sobre techos metálicos, tema en el que somos expertos”.

“Al tener 30 años en el mercado invirtiendo mucho en desarrollo y pruebas de producto también podemos ofrecer una garantía limitada de por vida en todas nuestras piezas”, concluyeron.

Si bien Perú aún tiene mucho para dar en la carrera por la transición energética, se empieza a ver un crecimiento vertiginoso de proyectos renovables similar al que tuvo Chile en sus inicios.

En conversaciones con Energía Estratégica, Rodrigo Cotijo, gerente comercial del mercado peruano de Andes Solar S.A, empresa dedicada a desarrollar, construir y mantener proyectos solares fotovoltaicos y eólicos en Chile y Perú, destaca: “Perú hoy es lo que era Chile hace diez años. Estamos negociando proyectos eólicos y solares, donde esperamos obtener por lo menos 500 MW. Probablemente, en cinco años tendremos en cartera 800 MW”.

El especialista revela que Chile es uno de los mercados más agresivos a nivel de Latinoamérica dentro del portafolio de proyectos de Andes Solar, donde ya cuentan con 1,5 GW en desarrollo. Se trata del país con más presencia, seguido por Brasil, Colombia y Perú, que ocupa el cuarto lugar.

Pero asegura que las energías renovables están en constante crecimiento en Perú y que se observa como un mercado prometedor: “Se posicionando a la empresa en el mercado peruano. Muchas empresas comienzan a invitarnos a licitaciones de plantas solares”.

Para el experto, aunque el desarrollo de proyectos en el lugar todavía es lento, este es el momento preciso para entrar al mercado, ya que la matriz eléctrica peruana se compone básicamente por hidroeléctricas y centrales térmicas: “En el corto plazo las energías renovables van a tener un crecimiento exponencial. Esto debido a que va a haber menos agua en todos los países de la región por la sequía y el gas natural peruano tendrá un límite por sus altos costos. Esto hará que las energías renovables se tornen más competitivas”.

Y a este escenario Cotijo suma dos factores más: por un lado, la expansión de gasoductos hacia el sur de Perú, lo que generará mayor demanda y, previsiblemente, un aumento en los precios del gas; por otro, un incremento de la demanda, impulsado por yacimientos mineros que prometen explotarse en los próximos años.

La luz al final del túnel: vislumbran cambios en el marco regulatorio peruano

En este contexto favorable para las renovables, Cortijo advierte sobre la falta de previsibilidad en el marco regulatorio del país: “Lo complicado es que la normativa vigente no ayuda. No todas las energías pueden competir libremente, porque están ligadas al tema de la potencia”.

“Las plantas solares que están en construcción son de empresas que tienen un alto respaldo financiero y/o que tienen un portafolio de generación variado que les permite comercializar la energía aun así las complicaciones de las restricciones de potencia. Los proyectos en construcción o por construir avanzan y la ley va a tener que adaptarse a ello, es inevitable”, agrega.

El gerente comercial de Andes Solar pone en relieve que si bien la convulsión política que atraviesa desde hace años la región ha pausado este tipo de regulaciones, este año se esperan signos de reactivación en la materia.

En este sentido, augura cambios en la normativa vigente en el corto plazo en favor de las energías limpias: “Somos optimistas. En 2023, se aprobará el reglamento de la generación distribuida y, el próximo año, la ley separación de potencia y energía”.

El límite de la potencia en el proyecto del reglamento de la generación distribuida actualmente en Perú es de 1MW. La posibilidad de inyectar los excedentes de hasta 1MW facilita la viabilidad de los proyectos de autoconsumo dado que existe una gran demanda de estos proyectos.

Para el experto, esta modificación favorece sobre todo a las empresas agrícolas que tienen una necesidad de energía enorme y les piden capacidades de 2 a 8 MW.

Asimismo, el reglamento a nivel autoconsumo que aún no se ha aprobado permitiría vender los excedentes a la red de transmisión lo cual favorece a las inversiones.

Por otro lado, enfatiza que también es primordial separar la energía de la potencia para que las energías renovables puedan competir libremente y sigan creciendo los proyectos de esa matriz.

El objetivo es reemplazar la potencia antigua y onerosa por una nueva potencia renovable eólica o solar, que es la más competitiva del mundo.

El Ministerio de Gobernación de la República de Nicaragua aprobó la Cancelación de la Personalidad Jurídica de 18 Organismos sin fines de lucro operativos en el país. Entre ellos, se vio afectada directamente la Cámara de Energía de Nicaragua (CEN), operativa desde el mes de julio del año 2015.

La decisión, que fue publicada en el Boletín Oficial este lunes 6 de marzo, no tardó en generar repercusiones en el sector energético renovable y distintos actores se pronunciaron en contra de esta medida.

En comunicación con Energía Estratégica, una analista de energías renovables alternativas advirtió que esto impactaría de varias maneras en la dinámica del mercado:

“La implicancia inmediata es que se agrava el deterioro del clima de negocios en el país, que desde el 2018 viene ocurriendo”, observó.

“En el área de las renovables las oportunidades para que el país pueda desarrollar más proyectos que dependen directamente de la inversión extranjera se vuelven cada vez más inciertas, ya que la situación política no provee la confianza y seguridad legal para que se reciban inversiones a largo plazo”, agregó la analista.

Desde hace tiempo atrás se alerta que “la certeza jurídica es el talón de Aquiles para desarrollar nuevos proyectos renovables en Nicaragua” y esta decisión del gobierno que resuelve la clausura de organizaciones gremiales, entre ellas la energética, genera aún más incertidumbre en el mercado.

En cuanto a las consideraciones legales a nivel de derecho internacional sobre la libertad de asociación, entidades como el Centro de Asistencia Legal Interamericano en Derechos Humanos (CALIDH) condenaron la disolución arbitraria que se llevó a cabo y señalaron que la misma «está prohibida por el Derecho Internacional».

En un comunicado emitido esta semana, CALIDH sostiene que “las irregularidades que alega el Ministerio de Gobernación en Nicaragua hacen parte de argumentos poco creíbles (…) el derecho internacional indica que la disolución de entidades debe tener una causa justificada en excepciones y en fines legítimos, excepciones que no se observan en este cierre».

¿Cuáles son estos argumentos? El Acuerdo Ministerial N° 27-2023-OSFL apunta a que las organizaciones gremiales no completaron el proceso de convalidación de registro que se incorporó a través de una modificación legislativa en agosto del 2022 (Ley 1127 «Ley de Reformas y Adiciones a la Ley 1115 Ley General de Regulación y Control de Organismos sin fines de Lucro y de reformas a la Ley 522, Ley General del Deporte, Educación Física y Recreación Física).

La transformación energética de Puerto Rico avanza. Las energías renovables en los distintos segmentos del mercado están en un sincero crecimiento.

Mientras que en generación distribuida Luma trabaja en pos de aumentar las interconexiones de nuevos proyectos en redes bajo su concesión, desde Accion Group en coordinación con el Negociado de Energía (NEPR) y la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) impulsan ya la tercera convocatoria a Solicitudes de Propuestas para energías renovables y almacenamiento energético (ver más).

Francisco Berríos Portela, secretario auxiliar de Asuntos Energéticos en La Fortaleza, brindó una entrevista exclusiva a Energía Estratégica donde puntualizó aquellos avances que desde el gobierno local y federal están promoviendo en el archipiélago.

En tal sentido adelantó a Energía Estratégica que solo este año entrarían 90 MW de capacidad energética renovables y que se iniciaría la construcción unos 300 MW adicionales.

Y es que los procesos de solicitudes de propuestas vienen avanzando. Según indicó Berríos Portela, la segunda de estas convocatorias “demostró muy buen apetito del sector privado en Puerto Rico”, lo que desde su perspectiva “demuestra el compromiso e interés de las empresas” que espera se mantenga en los seis tramos que se prevén convocar.

En una entrevista exclusiva con este medio, el referente energético en el Palacio de Santa Catalina comentó que desde su nuevo rol se encuentra velando por la continuidad de los programas para el sector que se llevan a cabo ya no sólo desde el Departamento de Desarrollo, donde desempeñó funciones anteriormente, sino también desde el Departamento de la Vivienda y todo lo que tiene que ver con el desarrollo de las microrredes, las reconstrucción del sistema eléctrico y el empuje para los proyectos de utility scale de energías renovables y almacenamiento en Puerto Rico.

¿Qué temas resultan prioritarios atender? “Estamos trabajando con el equipo de FEMA, el Departamento de Energía (DOE) y el cuerpo de Ingenieros como parte de de la misión que ellos han denominado el Power System Stabilization que nos va a proveer generación temporera que necesitamos para poder tener un alivio y poder este adelantar ese atraso que tenemos en los mantenimientos de las unidades generatrices que que están sirviendo hoy al sistema eléctrico”, indicó Berríos Portela en entrevista.

Y si bien se prevé que algunas de ellas sean a gas natural, la actual administración las contemplan exclusivamente en esta etapa de transición hasta que se interconecten al sistema las generadoras primarias a partir de energías renovables y almacenamiento energético.

Junto con la capacidad solar distribuida y a pequeña escala existente, América Latina estará en condiciones de cumplir, y posiblemente superar, los objetivos de energía renovable de neutralidad en emisiones regional de la Agencia Internacional de la Energía (AIE) para 2030 si implementa todos los posibles proyectos a gran escala.

Descarga el informe

Los cinco primeros países de la región en cuanto a posibles aumentos de la capacidad solar y eólica a gran escala son los siguientes:

Brasil (217 GW)
Chile (38 GW)
Colombia (37 GW)
Perú (10 GW)
México (7 GW)

Los cinco primeros países en cuanto a energía solar y eólica a gran escala actualmente en funcionamiento son los siguientes:

Brasil (27 GW)
México (20 GW)
Chile (10 GW)
Argentina (5 GW)
Uruguay (2 GW)

Con una capacidad colectiva de más de 57 GW, Brasil, Chile, Colombia y México constituyen casi el 84 % de los 69 GW existentes de parques solares y eólicos a gran escala que se encuentran actualmente en funcionamiento. Pero mientras Brasil, Chile y Colombia se mantienen a la vanguardia de la carrera de las energías renovables, México se ha quedado atrás. Básicamente, solo se fijó cumplir con el 70 % de su promesa de ofrecer 40 GW de energía solar y eólica para 2030, aun cuando todos sus posibles proyectos comenzaran a funcionar.

Kasandra O’Malia, gerente del Rastreador Global de Energía Solar, dijo lo siguiente: “Si bien la energía solar distribuida puede ser el punto crucial de la transición a las energías renovables en América Latina, la región se encuentra también en un punto de inflexión cuando se trata de apoyar proyectos importantes a gran escala que podrían convertirla en un gigante de la energía mundial”.

Sophia Bauer, investigadora en Global Energy Monitor, afirmó que “la carrera de las energías renovables se acelera rápidamente, lo que significa que los países que han redoblado sus esfuerzos, como Brasil y Colombia, deben mantenerse alertos al generar proyectos de energía solar y eólica a gran escala. América Latina puede convertirse en un punto de referencia mundial para una transición energética justa si los proyectos futuros respetan los equilibrios ecológicos y aportan no solo beneficios económicos sino también sociales”.

YPF Luz, anunció hoy sus resultados del cuarto trimestre de 2022. La empresa comunicó que alcanzó un EBITDA de USD 398 millones en el año, superando en 24% lo registrado en 2021.

Las inversiones anuales alcanzaron los 146 millones de dólares, 5,6% superiores a 2021. Los ingresos del año fueron de USD 484,5 millones, 9,8% superiores a 2021, mientras que el resultado neto alcanzó los 139,4 millones de dólares, 114,6% superior al año anterior.

La participación de YPF Luz en la capacidad instalada del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) alcanzó un 35%, aumentando 6,1% respecto a 2021, debido a la entrada en operación del Parque Eólico Cañadón León a partir de diciembre 2021.

A su vez, la cuota de participación de YPF Luz en la energía vendida alcanzó el 38%, 16,5% superior en 2022, siendo la compañía con mayor participación en el mismo.

Esto demuestra la eficiencia de los parques eólicos de YPF Luz respecto de la media del mercado de generación renovable y la confianza de las empresas del mercado industrial argentino en el abastecimiento de nuestra energía.

El factor de carga promedio de los parques renovables de YPF Luz en 2022 fue de 52,7%, destacándose particularmente la eficiencia del Parque Eólico Manantiales Behr, que fue distinguido por CAMMESA por obtener el mayor factor de capacidad del país: 59,8% anual.

En cuanto a los nuevos proyectos, la compañía informó un grado de avance de 86,5% en la construcción del Parque Solar Zonda, de 100MW en la Provincia de San Juan, cuyo inicio de operaciones estima para el segundo trimestre de 2023.

Asimismo, confirmó la aprobación de Directorio para el inicio de la obra del Parque Eólico General Levalle, en la Provincia de Córdoba, el cual contará con una capacidad instalada de 155MW y cuyo inicio de operaciones se estima para fines de 2024.

El evento se realizó en la ciudad de Quito, este miércoles 8 de marzo de 2023, en el salón Amazonas del hotel Finlandia.

El documento presentado establece que El Ministerio de Energía y Minas gestionará la aplicación del Acuerdo a través de un Comité de Seguimiento de Fortalecimiento de la Inclusión de Género, liderado por el Viceministerio de Electricidad y Energía Renovable.

El Comité coordinará con las empresas sociedades anónimas que manejan recursos públicos, empresas públicas e instituciones del Sector Eléctrico, que participan en las etapas de Generación, Transmisión, Distribución y Comercialización del servicio público de Energía Eléctrica y del alumbrado público general, la Agencia de Regulación y Control, el Operador Nacional de Electricidad el Instituto de Investigación Geológico Energético, la implementación de las estrategias de corto y mediano plazo en los ejes de: reclutamiento (consideraciones de género; sin perjuicio del cumplimiento de los perfiles y competencias requeridas para el cargo).

Procesos de contratación (deberán incluir en los términos de referencia una calificación preferencial al oferente que presente la mayor inclusión de género en su oferta.), capacitación (Implementar programas y acciones de formación, desarrollo de buenas prácticas y competencias) y condiciones laborales (ambiente laboral saludable).

Cabe destacar que durante el evento, la Viceministra de Electricidad, presentó el primer Programa de Capacitación de Mujeres Linieras que será impulsado a través de la Empresa Eléctrica Quito. Además, los profesionales del sector tendrá acceso al Curso Internacional de Transición Energética que será auspiciado por la Universidad Mayor Real y Pontificia de San Francisco Xavier de Chuquisaca de Bolivia; “La equidad se enfoca en ajustar todas las necesidades y requerimientos para que una persona o grupo social pueda alcanzar efectivamente las metas, y sobre todo, un resultado igualitario que genere políticas concretas de inclusión”, resaltó la secretaria de Estado al referirse al informe presentado por el Foro Económico Mundial (2023).

El texto firmado se apoyó en el artículo 70 de la Constitución de la República del Ecuador, que establece: “El Estado formulará y ejecutará políticas para alcanzar la igualdad entre mujeres y hombres, a través del mecanismo especializado de acuerdo con la ley, e incorporará el enfoque de género en planes y programas, y brindará asistencia técnica para su obligatoria aplicación en el sector público”.

Además del artículo 331 que dispone: “El Estado garantizará a las mujeres igualdad en el acceso al empleo a la formación y promoción laboral y profesional, a la remuneración equitativa, y a la iniciativa de trabajo autónomo. Se adoptarán todas las medidas necesarias para eliminar las desigualdades. Se prohíbe toda forma de discriminación, acoso o actos de violencia de cualquier índole, sea directa o indirecta, que afecte a las mujeres en el trabajo”.



La Autoridad de Alianzas Público-Privadas de Puerto Rico (APPPR) lanzó este mes un proceso de Solicitud de Calificaciones (RFQ) para un proyecto de LNG a hidrógeno verde con ciclo combinado.

Todas las partes interesadas pueden acceder a consultar las adendas de este proceso que ya se encuentran publicadas en el sitio web de la Autoridad https://www.p3/pr.gov 

En líneas generales, el proyecto resultante se prevé que tenga una capacidad de aproximadamente 300 MW y que cuente con tecnología, como ser de turbina de gas/turbina de vapor de ciclo combinado, que permita el aprovechamiento de múltiples combustibles, incluidos gas natural, combustible de petróleo y combustible de mezcla de hidrógeno.

Respecto a la sostenibilidad del combustible se hace la salvedad que la tecnología deberá tener la capacidad y las disposiciones para la conversión futura de dicha mezcla de combustible de hidrógeno, siempre que:

(a) dicha fuente de combustible pueda demostrar ser compatible, disponible y aceptable según todas las leyes y reglamentos de cumplimiento aplicables, y

(b) para 2050, dicho hidrógeno quemado sea hidrógeno verde, según lo definido por los estándares de la industria aplicables

La empresa o consorcio que cumpla aquellos requerimientos y resulte adjudicada accederá a un contrato de asociación publico-privada (PPP) a largo plazo con la APPPR y la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE). 

Aún hay tiempo de participar. La próxima fecha comprometida en el calendario de este proceso es el 27 de marzo de 2023, día límite para la presentación de solicitudes de aclaración («RFC») con respecto a esta RFQ por parte de los posibles participantes.

Posteriormente, el 10 de abril de 2023 será fecha para la presentación de SOQ (a más tardar a las 5:00 p. m. AST) y si bien se contemplan etapas intermedias, la siguiente fecha clave será el 17 de mayo de 2023 cuando se estima que será la notificación a los calificados.

El Administrador del Mercado Mayorista (AMM) ha trabajado una propuesta de modificación normativa que podría repercutir sobre la Licitación Abierta PEG-4-2022.

Esta iniciativa contemplaría la introducción de sistemas de almacenamiento en baterías en centrales de generación, lo que le permitirá a los agentes generadores poder tener potencia almacenada adicional a la energía generada para poder entregar en las horas de demanda máxima.

Al respecto, es preciso recordar que la AMM emite un certificado de oferta firme eficiente si se respeta la entrega de energía y potencia en las horas de demanda máxima, y esta condición se cumpliría en caso de incorporarse almacenamiento en centrales variables.

¿Cómo repercutiría en la Licitación? Trascendió la posibilidad de que se prorroguen por dos meses las fechas comprometidas en el calendario de la licitación de modo que se dé tiempo a que los oferentes que así lo necesiten, puedan ajustar sus proyectos a la nueva normativa.

Según pudo saber Energía Estratégica, esa propuesta normativa que está en desarrollo podría socializarse con los agentes del mercado en esta primera quincena de marzo para que se emitan los comentarios respectivos y realizar modificaciones necesarias antes de que el AMM la envie a consideración de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) y esta la pueda aprobar.

En caso de que logre la conformidad de todas las partes interesadas, las distribuidoras vinculadas a esta licitación podrían contemplar ajustarse a aquellos tiempos de publicación de la modificación normativa y la aprobación por parte de la CNEE, ampliando los tiempos de esta convocatoria hasta que las modificaciones queden firmes antes de que los oferentes entreguen su oferta en la licitación.

Esto lo que permitirá es que los oferentes que quieran hacer la inversión en una planta solar o una eólica nueva, donde las ofertas de energía alcanzan el tope de 40 MW máximo de capacidad equivalente en los proyectos, puedan incorporar baterías y el hecho de poner un sistema de almacenamiento les iría a permitir ya no solo participar por los 40 MW que definen las Bases de la Licitación sino también participar con la potencia adicional que podrán entregar a partir de su sistema de almacenamiento.

De querer garantizar aquello el calendario de la convocatoria debería modificarse para aplazar algunos hitos del proceso de licitación. En el caso de que sea de dos meses la prórroga, la fecha límite para la presentación de ofertas técnicas que se había fijado para el 31 de mayo podría desplazarse al 31 de julio.

Otra observación sobre el calendario es que la evaluación de las ofertas económicas planeada para el 6 de julio también podría modificarse para llevarse a cabo en septiembre junto con la adjudicación que deberá ser en el mismo mes.

El Ministerio de Energía de Chile publicó una nueva versión del borrador del reglamento de transferencia de potencia de Chile, que reemplazará el actual Decreto Supremo Nº 62/2006 y que estará en consulta pública hasta las 23:59 horas del lunes 27 de marzo del corriente año, en la que podrán participar toda persona natural así como las organizaciones sociales, ONGs, empresas, universidades u otras organizaciones interesadas. 

El reglamento tiene por objeto establecer las metodologías, procedimientos y criterios aplicables para determinar las transferencias de potencia que resulten de la coordinación de la operación a que se refiere el artículo 72°-1 de la Ley General de Servicios Eléctricos, entre los participantes del balance de potencia.

Pero para conocer más a fondo qué propone este nuevo reglamento y cómo afecta al sector de las energías renovables en Chile, Energía Estratégica dialogó con Daniela González, experta en regulación del sector energía y derecho administrativo y fundadora de la Consultora Domo Legal.

Entre los principales cambios con el régimen transitorio, se destaca la extensión del plazo para la entrada en vigencia del reglamento en cuestión a 5 años, como también la aplicación de la tabla del reconocimiento de potencia inicial hacia los sistemas de almacenamiento de energía (SAE), ya sean puros o stand alone. 

“Esa incorporación de los SAE al reconocimiento de potencia y al régimen transitorio pone interesantes incentivos al desarrollo de esta tecnología que sabemos es muy necesaria en el Sistema Eléctrico Nacional”, manifestó González. 

A cada unidad generadora o SAE se le adjudicará una potencia de suficiencia. Mientras que a cada participante del balance de potencia que posea compromisos de potencia con clientes libres o empresas distribuidoras, asociados a contratos de suministro destinados a tales efectos, se le asignarán retiros de potencia. 

En el caso de que una unidad generadora que incluya un componente de almacenamiento, la potencia inicial de la central renovable con capacidad de almacenamiento corresponderá a la suma de la potencia inicial del SAE y la potencia inicial de la componente de generación, calculada de acuerdo a la alternativa metodológica a la que haya optado.

“Mientras que el segundo grupo de modificaciones importantes refiere a la implementación del nuevo régimen y ahí se hizo lo ya anunciado en la mesa de trabajo creada para tal fin. Se alarga el periodo de implementación y se deja una opción a ciertas centrales o tecnologías para que opten por el régimen anterior por 15 años”, explicó la especialista. 

“En ese sentido creo que el texto recoge preocupaciones expresadas por distintos gremios e intenta generar consensos en torno a la propuesta. Aunque me parece que las reservas e incertidumbres se mantienen de parte de las muchas empresas renovables”, agregó. 

Con ello, la fundadora de la Consultora Domo Legal señaló que es un texto que sigue una ruta de continuidad de lo iniciado anteriormente, pero que abre la gran incógnita de si es la reforma que el sector requiere y si hay consenso más allá de la necesidad de incentivar la incorporación del almacenamiento. 

“Hay aspectos muy interesantes en la propuesta y valorados como el objetivo de suficiencia pero llama la atención que, habiéndose anunciado que se estudiará la reforma al mercado de corto plazo que obviamente tocará el mercado de la energía, no se crea necesario sumar a esa discusión el tema del pago por capacidad y además abordar la problemática que inicio esta iniciativa y era como incentivar y remunerar la flexibilidad u otros atributos que necesita el sistema”, concluyó.

El pasado 2 de febrero se realizó en Puerto Peñasco la presentación del Plan Sonora, que integrará la planta de energía solar más grande de América Latina y la séptima en el mundo.

Desde el Gobierno mexicano anunciaron que ya han comenzado las pruebas con el objetivo de que entre en operación comercial para el 21 de abril. La Comisión Federal de Electricidad (CFE) avanza en la primera etapa del proyecto que adiciona 300 MW de capacidad.

En su etapa final, abordará una superficie de 2 mil hectáreas donde alojará una capacidad de 1 GW.

En este marco, representantes de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), brindan la posición institucional del Plan en diálogo con Energía Estratégica

“Todo lo que sea inversión verde hacia el país, siempre va a ser bienvenida con muy buenos ojos. Sin inversión no se mueve la economía interna de los países de América Latina, por ello, lo consideramos un gran detonador”, explica José Celis, secretario de Organización de ANES.

Además, resalta: “Hay inversión privada en juego: muchas empresas se ven beneficiadas de las compras que realiza la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para montar el proyecto. Eso es algo fantástico porque genera un montón de empleo directo e indirecto”.

En efecto, el gobernador de Sonora, Alfonso Durazo Montaño, anunció la creación de un centro binacional para el desarrollo de semiconductores, en conjunto con la Universidad de Arizona y Conacyt, con lo cual la entidad tendrá una ventaja competitiva frente a otros estados de la frontera.

Bajo esta promesa, para Dulce Guevara, secretaria de Inclusión y Género en ANES es importante sentar las bases para que el sector se torne más diverso: “Nos interesa incorporar la perspectiva de género y las juventudes en la industria. Tenemos una cadena de valor que necesita urgente dejar atrás la predominancia masculina y emplear a más mujeres”. 

“Abre la puerta para empezar a debatir qué entendemos por transición energética justa entre los distintos actores de la sociedad y cómo se distribuyen los costos y los beneficios de dicha transición”, agrega.

Los objetivos del Plan Sonora planteados por la CFE

Impulsar el crecimiento económico de los sectores agropecuario, industrial y de servicios de Puerto Peñasco, Caborca y San Luis, Río colorado en Sonora, así como de Ensenada, Tecate, Tijuana y Mexicali en Baja California.
Contribuir con el cumplimiento de compromisos adquiridos por México relacionados a la lucha contra el cambio climático.
Abatir el déficit de generación del Sistema Baja California (SBC).
Respaldar la operación de la CFV Puerto Peñasco, con un Sistema de Almacenamiento de Energía a base de baterías de 12 MW y 60 MW para dos horas de operación y un condensador sincrónico en la Secuencia II que dará robustez a la central.
Beneficiar a una población de 1,6 millones de consumidores (Aproximadamente 536.000 hogares promedio) y disminuir los costos de producción.

Millonaria inversión requerida

El canciller Marcelo Ebrard, Secretario de Relaciones Exteriores de México, precisó que el plan, que requerirá una inversión de aproximadamente 48 mil millones de dólares, contempla varios proyectos como la extracción de litio, producción de baterías de litio, creación de autopartes para vehículos eléctricos, entre otros.

Según algunos actores del sector privado, se trata de una cantidad de dinero muy importante para el país pero que no tiene la tecnología necesaria para llevarlo adelante. 

En este sentido, Celis destaca: “Se trabaja con inversión extranjera pero sin préstamos. Ha habido la queja de algunos empresarios, que sugieren endeudarse para acabar el proyecto más pronto. Sin embargo, el actual gobierno prometió no contratar deuda ”.

Si bien el rol de la mujer avanzó progresivamente en el sector energético nacional, tanto en el ámbito privado como público, aún hay mucho trabajo por hacer, ya que uno de cada diez puestos de los tomadores de decisión en empresas de generación eléctrica, son mujeres. 

En el marco del Día Internacional de la Mujer, Energía Estratégica conversó con Cecilia Giralt, cofundadora y miembro de la comisión directiva de la Asociación de Mujeres en Energías Sustentables (AMES), para conocer cómo evoluciona  este tema  en el país, las oportunidades existentes y las barreras que aún restan afrontar. 

“Las mujeres tienen una mayor participación en empresas pequeñas y medianas en energías renovables y vemos que cada vez hay más fuerza de cambio en este sentido.  Somos las  mujeres las que estamos traccionando esta transición energética. Incluso, hay un rol participativo muy activo, principalmente en el hidrógeno verde, lo cual es un dato positivo y esperanzador porque hay mucha masa de una generación joven que tiene otro grado de conciencia, de importancia y de trabajo técnico, en el rol que la energía limpia tiene que tener para descarbonizar las matrices productivas y energéticas a nivel global” manifestó Giralt.

“En la medida que haya más mujeres en cargos directivos o con poder de decisión, como es el caso de la secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón, habrá más oportunidades genuinas para romper los paradigmas y estereotipos que nos han llevado a que hoy tengamos que conversar sobre esta brecha”, agregó. 

Esto se ve reflejado en el último informe del Banco Interamericano de Desarrollo, titulado “Género y Energía en Argentina: La participación de las mujeres en el sector de generación eléctrica”, elaborado en colaboración con AMES,en el cual se mostró que la participación más equitativa en el subsector de generación de energía tiende a aumentar la eficiencia de las empresas. 

Asimismo el informe reflejó que a nivel mundial, la tasa de participación de las mujeres en energía renovable es en promedio  alrededor del 32%, aunque a nivel regional, se observó que en las empresas de servicios de electricidad, gas y agua de la Argentina en el año 2019 fue de un 17%, estando por debajo del promedio de América Latina y el Caribe (21%). 

Estos datos demuestran que todavía existen barreras para lograr más equidad en términos de género. Quizás una de las más importantes son las culturales, convocando a la sociedad toda a trabajar en cambios de paradigmas y estereotipos , principalmente en la formación temprana y en los niveles de los colegios secundarios. Esto ayudará a que más jóvenes puedan elegir y acceder a a carreras STEM.

“Falta mucho camino para recorrer, pero en cuanto el velo se corra y la cultura se abra hacia esa diversidad, se ocuparán más puestos por parte de mujeres en niveles de decisión.Las mujeres aportamos mucho en la toma de decisiones, sobre todo cuando tenemos que resolver problemas complejos, ya que somos muy creativas y nuestra mirada a esos problemas es circular, no lineallo cual nos da la posibilidad de implementar soluciones alternativas que muchas veces no suelen ser pensadas en los ámbitos formales”, aseguró la cofundadora de AMES. 

“Para ir achicando esta brecha,  sería positivo que las empresas tambien implementen planes de acción y políticas integrales en los cuidados del hogar no remunerados, tanto para  hombres y mujeres. Estoayudaría a sentar las bases formales del cambio cultural que comentamos, ya que las tareas de cuidado en el hogar y la familia serían  equitativas, El permitir que el papá pueda tener mayor participación en el cuidado de sus hijos y compartir con ellos actividades escolares es un cambió importante que tenemos que empezar a generar en la sociedad, lo cual nos va a permitir comenzar a diluir paulatinamente esas barreras.”, continuó. 

Las iniciativas de AMES

Como aliadas WEPs (Women Empowerment Principles) de ONU Mujeres, AMES adhiere a los 7 principios de empoderamiento de la mujer. 

La Asociación, fundada en 2019, busca trabajar en la comunidad tratando de potenciar las capacidades de  las personas, sin distinción de género, por lo que en el año 2022, lanzó la propuesta “Comunidad Ames”, un espacio de trabajo voluntario y organizado que convoca a hombres y mujeres alineados con la misión de AMES. El espacio está organizado en distintas mesas de trabajo, cuyo objetivo es avanzar en acciones y proyectos concretos que generen impacto en la sociedad, 

“Las mesas que tenemos activas hasta el momento son: Evaluación de Políticas y Programas de Género aplicados a la Energía, Observatorio de Género, Proyectos técnicos y de Innovación y Espacios de Capacitación y Sensibilización. La idea es trabajar en proyectos concretos y en alianzas con otros actores, para lograr un impacto que ayude en este cambio cultural“, explicó Giralt. 

“Asimismo estamos articulando un programa de pasantías en colaboración con empresas privadas del sector, para acercar más jóvenes a la experiencia laboral temprana. Pensamos que eso es el semillero para la inserción laboral de más mujeres”, agregó.  

“Ojalá que dentro de muy poco tiempo, hayamos superado esta brecha, y nuestras conversaciones estén centradas en el talento humano y cómo desarrollar mejor su potencial”, concluyó.

De acuerdo con el estudio “Energía y Género” de la Agencia Internacional de Energía (IEA), las mujeres representan sólo el 22% de la industria energética global. Una tendencia de la cual México no está exento, ya que el porcentaje de mujeres en el sector energético mexicano es apenas superior, con apenas el 28% de las posiciones ocupadas por mujeres.

Uno de los factores más importantes que han reducido la brecha de género en el sector es el acceso de la smujeres a la educación superior en carreras STEM (Ciencia,Tecnología, Ingeniería y Matemáticas). Según el informe “Las mujeres en Ciencias, Tecnología, Ingeniería y Matemáticas (STEM) en América Latina y El Caribe 2020” de ONU Mujeres y UNESCO (Organización de las Naciones Unidas para la Educación, la Ciencia y la Cultura), sólo el 35% de los estudiantes de carreras y programas  STEM son mujeres.

Sin embargo, existe una fuerte tendencia que podría revertir esta realidad en la industria. Por un lado, el estudio “Mujeres y niñas en STEM” del Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO) señala que en las últimas cuatro décadas la representación de las mujeres en las universidades se ha duplicado. El IMCO también asegura que en los últimos diez años 31 de 32 Estados de la República redujeron la brecha de género en programas educativos STEM.

A pesar de la tendencia positiva, el rito del cambio hacia la igualdad ha sido particularmente lento en la industria energética, y aún falta mucho por hacer para que la participación femenina tenga el mismo peso que la de los hombres. El mismo estudio indica que, de mantener la misma tendencia de la última década, tomaría 37 años incorporar a las mujeres restantes y cerrar por completo la brecha de género.

Por otro lado, es importante reconocer que existen ejemplos destacados de liderazgo femenino actualmente en la industria energética mexicana y el rol clave que juegan para reducir la brecha. Romina Esparza, Directora de desarrollo de Negocios para Energía e Industrias de Procesos en México, Centroamérica y el Caribe de Black & Veatch es uno de ellos, con una trayectoria de más de quince años en el sector. Actualmente, Romina está enfocada en impulsar proyectos de energías limpias y con enfoque en la descarbonización así como de infraestructura crítica que han hecho de Black & Veatch la empresa referente global en el sector.

Desde su posición, Romina Esparza ha contribuido a reducir la brecha de género, profundizando en México las políticas que han llevado a Black & Veatch ha conseguir por cuarto año consecutivo la puntuación perfecta en el Índice de Igualdad Corporativa de la Human Rights Campaign Foundation, la cual premia la diversidad, equidad e inclusión de las empresas:

“En Black & Veatch vivimos una cultura de inclusión que se ve reflejada en la conformación de nuestros equipos de proyectos. La diversidad no solo de género, sino cultural y generacional ha contribuido a que Black & Veatch se convierta en uno de los  referentes globales en proyectos de desarrollo de infraestructura crítica para la transición hacia modelos sustentables de energía, pero también en un promotor de la participación de las mujeres en puestos de liderazgo en el sector”, expresó Romina Esparza.

Este 8 de marzo, en el marco del Día Internacional de la Mujer, vale la pena reflexionar sobre el papel que tienen las empresas líderes del sector y sus directivos en impulsar espacios de participación de mujeres libres de discriminación o barreras de entrada asociadas al género. Las actividades que podrían beneficiarse más del talento femenino son innumerables, y generar una mayor vinculación entre industria y  las universidades para promover el acceso de más personas a un aprendizaje práctico centrado en las tendencias tecnológicas de la industria actual es una de las claves en este proceso.

Todas las partes que conforman a la industria energética tienen un mundo por ganar con la incorporación del talento de las mujeres, que en colaboración y competencia justa con sus contrapartes masculinos, impulsarán el futuro de la energía.

El sector de las energías renovables se reúne este mes en el marco de un nuevo evento de Future Energy Summit. La convocatoria es para este 29 y 30 de marzo en República Dominicana.

Confirmaron su participación empresas de renombre internacional y local con amplia expertise en proyectos de energía eólica como BAS Corporation, DNV, EGE Haina, Ennova, Nordex Group, Soventix Caribbean, Total Eren, entre otras.

Todas ellas participarán de los debates de alto nivel en los salones de conferencias del Hotel Intercontinental Real de Santo Domingo y de los espacios de networking especialmente preparados para esta edición.

ASISTIR

República Dominicana resulta de gran interés para impulsar nuevas inversiones en energías renovables, en especial aquella a partir de la cinética del viento ya que en el último tiempo ha superado a la solar en factor de planta dentro de este mercado.

A modo de ejemplo, en el cierre del año 2022 dos proyectos eólicos se destacaron por los altos porcentajes registrados: el Parque Eólico Larimar (49.50 MW) con un 39.69% de factor de planta durante el mes de noviembre y el Parque Eólico Guanillo (52.50 MW) con un 37.46% de factor de planta en septiembre.

Mientras que en el mismo periodo los solares operativos en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana tuvieron un máximo de 26,94% y un mínimo de 16,25%.

Ahora bien, en el último año no se ha dado curso a nuevas concesiones definitivas para proyectos eólicos y sí para 638,3 MWn correspondientes a tecnología solar fotovoltaica.

¿Qué retos existe para el despliegue de más capacidad eólica en República Dominicana? ¿Qué oportunidades de negocios se abren para nuevos proyectos? Son algunas de las preguntas que abordarán durante el megaevento de Future Energy Summit altos referentes empresarios tales como Fernando de la Vega, gerente general de Total Eren RD, Alfonso Rodríguez, CEO de Soventix Caribbean, Emilio Martínez, CEO de BAS Corporation, Rafael Burgos, CEO de Ennova, Daniel Herrmann, Market Manager Power and Renewables Mexico & CA de DNV y más.

PARTICIPAR

Ayer la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) informó que determinó asignaciones para las 843 solicitudes de conexión (por alrededor de 56.000 MW) de proyectos de generación y consumo de energía eléctrica interesadas en la asignación de capacidad de transporte al Sistema Interconectado Nacional.

Se informó la asignación de 7.493 MW, de los cuales 5.774 MW corresponden a energía solar, con 147 proyectos; 1.237,8 MW a la eólica, en 10 emprendimientos, 6 de los cuales son offshore por 349,8 MW. Así mismo, se registró una asignación de 169 MW de 7 proyectos hidroeléctricos y un nuevo proyecto de biomasa.

A nivel geográfico, se destacan las áreas operativas de Guajira-Cesar-Magdalena con una asignación de 1.620 MW, Caldas-Quindío-Risaralda con 1.297 MW y, particularmente eólicos en las áreas Centro-Oriental y Norte de Santander.

En una entrevista exclusiva para Energía Estratégica, Adrián Correa-Florez. Director General de la UPME, revela los pormenores de todo este proceso y desliza la posibilidad que próximamente se anuncie una prórroga para la presentación de proyectos para el proceso 2023-2024, establecida para este 31 de marzo.

¿Qué ha significado para la UPME y el equipo esta tarea que ha sido consolidada hoy sobre la asignación de puntos de conexión?

Para la UPME fue una tarea titánica ya que contamos con recursos muy limitados y tocó darle respuestas a 843 solicitudes de conexión. Pero bueno, cumplimos con lo establecido operativamente: un reto importante pero también entendemos la importancia estratégica para el país de la asignación de estos puntos y de la entrada de nueva generación fundamentalmente renovable a la matriz.

Es un paso en firme hacia la transición energética justa en Colombia. El 95% de estos casi 7.500 MW asignados corresponden a fuentes no convencionales de energía renovable.

Creo que ahí hay un mensaje importante y una apuesta de todos los sectores, sector privado y el sector público, para que esto sea una realidad y hay que recalcar el esfuerzo importante que hizo la UPME en este caso en donde con la misma capacidad operativa y organizacional de hace 10 años se le pudo cumplir al país.

Como hemos dicho por ahí en otros escenarios: la transición energética en Colombia pasa necesariamente por la UPME y necesitamos fortalecer la unidad de la planeación para que esa transición sea posible.

¿Cuándo entraría en operación justamente estos proyectos?

Están repartidos de aquí hasta inclusive 2032 obviamente con una concentración importante de proyectos de entrada en operación en 2025-2026.

¿El grueso de ellos entraría más o menos para esos años?

Correcto, sí.

Para 2032 imagino que se trata de los proyectos eólicos marinos…

Sí, correcto. Hay unos eólicos offshore entonces que requieren todavía de unos ajustes en las reglas de juego que seguramente los interesados están todavía aguardando.

Desde el Gobierno se han puesto más estrictos en lo que es la curva S y las garantías que deban presentar las empresas promotoras, de manera tal que el avance de estos proyectos esté comprometido. ¿Es esperable el avance del grueso de los emprendimientos asignados?

Sí, correcto. Hace parte de lo que se quería con la Resolución 075, ajustar un poco las normas en asignación de los puntos pues porque antes había un procedimiento un poco más laxo y estaba costando mucho trabajo determinar la seriedad de los interesados.

Entonces esperamos que el nivel de cumplimiento esta vez sea bastante elevado y que en efecto los interesados y que quienes se presentaron pongan sus garantías y que estos proyectos lleguen a feliz término, eso es lo que esperamos.

Desde el punto de vista del área de planificación energética, ¿qué significará el avance de este volumen de proyectos para Colombia teniendo en cuenta que la mayoría de estos proyectos no generan flexibilidad al sistema?

El proceso de asignación dado se basa en un algoritmo de optimización de entrada de estos casi 7.500 MW. Éstos han sido asignados cumpliendo criterios donde se evaluaron la flexibilidad, el impacto sobre los precios de bolsa, reducción de restricciones de pérdidas, reducción de emisiones y también el avance en el proceso de licenciamiento ambiental.

Es decir que estos 7.500 MW son lo más depurado y decantado en términos del mejor impacto que pueden tener para el sistema.

Esto también busca beneficiar a los usuarios en general y también facilitar el proceso de planeación, ya que con esto nosotros tendríamos una lectura muy clara de cuáles son las expansiones, cuáles serían las expansiones que tenemos que avanzar en el futuro próximo, obviamente estas ya están identificadas pero nos sigue dando una señal para llevar a cabo las convocatorias.

Por otro lado también tener en cuenta que esa expansión de esos sistemas pues va a permitir de alguna manera reducir los costos en el futuro, digamos que en el futuro próximo: de aquí unos 4 o 5 años.

Sobre lo que se viene: hemos conversado con consultores que advertían que debiera prorrogarse la fecha del 31 de marzo para la recepción de solicitudes del 2023, comentan que sería necesario aproximadamente dos meses más para la evaluación de proyectos a presentarse, ¿desde la UPME están contemplando esa posibilidad?

Esta no es una decisión que toma la UPME, este plazo para la presentación de las solicitudes de este ciclo de 2023-2024 es una decisión que toma la CREG. Pero por supuesto que sí sabemos que el tiempo es muy corto para preparar las ofertas y para adelantar todos los estudios de aquí al 31 de marzo.

Entonces yo creo que sí hay una conciencia importante del regulador (CREG) y por supuesto de nuestra parte sobre la necesidad de evaluar un tiempo adicional. Muy próximamente se estará dando una anunció en ese sentido, pero sí comparto por supuesto la preocupación de lo corto el tiempo.

Por último, en cuanto al aplicativo por el cual se determinaron las asignaciones, se han escuchado algunas críticas del algoritmo para determinar cuestiones de pérdidas para definir la asignación de algún proyecto. Me interesaría su punto de vista al respecto y si de algún modo este sistema es perfectible de cara al próximo proceso…

Hay que tener en cuenta que el procedimiento de lo que nosotros denominamos el MAC, el modelo de asignación de capacidad de conexión, ha sido discutido ya desde hace más de un año.

Es decir que el procedimiento y el algoritmo es público, fue sujeto a por lo menos tres socializaciones el año pasado, donde se explicó en qué consistía el procedimiento, donde se atendieron sugerencias, donde se respondieron preguntas, inclusive pasó por un proceso de consultas al público precisamente para poder tener en cuenta todos los comentarios y ya posteriormente fue publicado en firme.

Entonces ese algoritmo ha pasado por supuesto por muchas rondas de socialización y discusión. Siempre todo proceso va a ser sujeto a perfección, por supuesto y eso hace parte pues de nuestra labor para mirar cómo se puede seguir ajustando.

Si obviamente es un proceso delicado que requiere un análisis juicioso y para mirar a ver quiénes tienen algún tipo de comentario.

La convulsión de protestas que está atravesando Perú ante una fuerte crisis política y social, no parece afectar los avances en energías renovables. Por el contrario, fuentes consultadas por este medio aseguran que el avance de un nuevo modelo que permita la introducción de estas tecnologías al país podría generar el beneplácito que requieren los gobernantes ante la sociedad.

De acuerdo al sector privado, desde hace décadas el Gobierno mantiene la agitación política separada del aspecto económico por lo que los proyectos no se han detenido y se incrementan a pasos firmes.

Pero aún resta la aprobación de dos medidas determinantes. Por un lado, que los contratos de suministro o Power Purchase Agreements (PPAs) no exijan asociar la energía a la potencia, impedimento que evita el desarrollo de plantas eólicas y solares que requieren estos contratos para obtener financiamiento y viabilizar su construcción.

Por otro lado, que se promuevan licitaciones de energía eléctrica renovable por bloques horarios. Según pudo saber este medio, ha habido avances legislativos para que estas medidas se ejecuten, pero finalmente no prosperaron.

Pero ahora la apuesta toma impulso, esta vez de la mano del Ministerio de Energía y Minas, que ha elaborado un proyecto de ley en este sentido. El mismo está siendo abordado por la Presidencia y el Consejo de Ministros.

Esto genera mucha expectativa tanto de los inversores como también del sector político para que este proyecto de ley pueda avanzar, aprobarse y reglamentarse.

“Hay una expectativa enorme de desarrollo de proyectos limpios, a la espera de que se cambie la regulación que permita separar potencia y energía, es decir, liberar a las inversiones solares y eólicas para poder celebrar PPAs”, confía a Energía Estratégica Brendan Oviedo, presidente de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR),

“Hay un desarrollo de proyecto de más de 23 GW eólicos y solares con capacidad de aceleración, considerando que tenemos una potencia instalada de 13 GW, y una demanda actual de 7 GW”, agrega, poniendo en relieve la voracidad en inversiones por estas tecnologías.

El objetivo primordial es que se pueda reemplazar la potencia antigua y onerosa por una nueva potencia renovable eólica o solar, que es la más competitiva del mundo. Sobre todo, teniendo en cuenta el nivel de radiación solar que existe en Perú.

El problema de la legislación actual

Según el presidente de la SPR, a las energías eólica y solar, por ser tecnologías variables, no se le dan los contratos, porque en el país existe la obligación de asociar la energía a la potencia a la hora de venderlas. Esta norma limita el desarrollo de proyectos renovables.

Por otra parte, consultado sobre el esquema de licitaciones que se quiere implementar, Oviedo explica que es similar al de las licitaciones de Chile , donde se subasta energía a través de bloques horarios diarios.

Además, destaca que la región peruana está absolutamente centralizada: “Desde un punto de vista de política de estado, el 80% de la generación eléctrica de la nación está concentrada en el centro del país, casi el 40% de la demanda eléctrica es satisfecha con centrales térmicas ubicadas dentro de un área de 3 km2”.

“Hay mucha presión para evitar que prospere el cambio de la regulación que busca separar potencia y energía y crear bloques horarios para poder vender energía en las licitaciones de las distribuidoras. Esto, en el corto y mediano plazo, tiene como objetivo reducir las tarifas eléctricas de más de 8 millones de familias peruanas y descentralizar y diversificar la matriz de generación asegurando la seguridad de suministro del Perú”, asevera.

“Aun no tenemos visibilidad de un proceso de planificación ni políticas de estado de mediano y largo plazo claras y esta es una excelente oportunidad para hacerlo, porque las renovables no solo son baratas, sino que son abundantes en el país”, concluye.

Con una trayectoria de 18 años en el mercado internacional, Solis es una de las empresas que marca la pauta del sector fotovoltaico en términos de inversores.

En la actualidad, cuenta con 3000 empleados y una presencia activa en más de 100 países alrededor del mundo. Latinoamérica no le es ajena y representa una de las regiones más prometedoras para esta compañía.

“La apuesta sobre Latinoamérica es muy fuerte (…) Tenemos mucha ilusión para este 2023, venimos duplicando ventas desde hace ya unos cuatro o cinco años atrás y el objetivo para este año es seguir con este tren”, valoró Ricci. 

¿Qué retos identifican en la cadena de suministro fotovoltica? ¿Qué mejoras pudieron implementar pospandemia? Fueron algunas de las preguntas que el referente de Solis en Latinoamérica respondió a Energía Estratégica durante una entrevista exclusiva.

“El año pasado inauguramos la ampliación de la nueva fábrica. Pasamos de una capacidad prepandemia de 5 GW a más de 40 GW de fabricación anual. Y esta fábrica está completamente integrada verticalmente, bajo el mismo techo el inverter se fabrica, se testea y se empaca para estar listo para su despacho”, precisó Marco Ricci. 

Pero aquello no sería todo. No solo crece su capacidad de producción sino también su familia de productos. Solis cuenta con más de 500 ingenieros dedicados a investigación y desarrollo, que han venido preparando un nuevo lanzamiento para el sector fotovoltaico.

“La idea para este año es sacar nuevos inversores de las potencias más críticas con una tecnología que les permita no depender de componentes en escasez y garantizar tiempos de entrega superrápidos”, adelantó Ricci. 

Entre los países latinoamericanos que se verán beneficiados inicialmente con el lanzamiento de este producto, se destacan aquellos que permiten el uso de inversores con certificación IEC para los mercados europeos, como ser Argentina, Bolivia, Chile, Perú y Uruguay. Ahora bien, también se están alistando aquellos con certificación UL, por lo que también se espera que otros países de la región puedan acceder a la nueva tecnología de inversores que presentará Solis este año.

Restan dos meses para la fecha de presentación y apertura de ofertas técnicas de la Licitación Abierta PEG-4-2022, aquella que promete la contratación de 235 MW para garantizar el suministro eléctrico desde el 1 de mayo del 2026 al 30 de abril del 2041.

La Asociación de Generadores con Energía Renovables (AGER) sigue de cerca aquel proceso y se ocupa de su socialización y debate. Por lo que se encuentran impulsando una serie de iniciativas informativas y formativas al respecto.

Entre ellas, recientemente efectuaron una capacitación para periodistas donde se explayaron sobre los escenarios de adjudicación posibles y qué lugar podrían tener las energías renovables.

Al respecto, vale aclarar que si bien existen cuotas de participación para tecnologías renovables y térmicas, estas podrían variar de acuerdo a las ofertas que efectivamente se presenten hasta el 31 de mayo próximo.

Es preciso recordar que el valor máximo de adjudicación son 235 MW y las distribuidoras plantearon un objetivo de obtener como mínimo el 50% de ese requerimiento por lo menos de energías renovables, es decir que tienen un piso 117.5 MW que sí o sí debería ser con energías renovables. Es un mínimo pero el máximo podría ser 235 MW.

Según ejemplificó Fernando Rios, gerente general de Business Plus, durante la capacitación de AGER: “si se presentan 500 MW y hay ofertas que permitan que los 235 MW que pueden ser adjudicados sean 100% renovables, las distribuidoras encantadas lo van a adjudicar. Si solo hay 200 MW igualmente los van a adjudicar y si solo hay 120 igualmente lo van a adjudicar (siempre y cuando cumplan los requerimientos y las ofertas califiquen)”.

De manera inversa de las renovables, explicó que la condicionante para los recursos no renovables como gas natural, bunker o carbón es que el techo sí tiene un máximo del 50% de la adjudicación. Por lo que, como máximo podrán ser adjudicados hasta 117.5 MW.

Sin embargo, Ríos advirtió que las distribuidoras tienen que evaluar qué sucederá si es que las ofertas renovables no logran llenar su cupo de los 235 MW y si pueden completar el porcentaje restante con generación no renovable. Es decir que, si no participan más de 117.5 MW renovables calificables para adjudicarse, las térmicas no renovables podrían ganar más terreno, pese a la cuota de participación previamente fijada en las bases que privilegian renovables.

Límite de potencia y precio de referencia: dos retos para las renovables en la licitación de Guatemala

El gobierno de Argentina lanzó una nueva licitación para ampliar las redes de transmisión del país, en el marco del plan regional para mejorar el servicio eléctrico a nivel nacional. 

A través del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (FFTEF), y con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), se publicó la convocatoria Pública Internacional Nº 04/2023 para expandir la infraestructura eléctrica en la provincia de Catamarca 

Las obras consisten en la ampliación de las líneas de altas tensión de 220 kV y 132 kV entre Alumbrera y Belén, como también la construcción de dos nuevas estaciones transformadoras en El Eje y Belén. Y para ello, el presupuesto estimado es de $19.006.679.445,12 (IVA INCLUIDO).

“La experiencia específica requerida a los oferentes, se basará en el diseño, o construcción, o suministro o instalación/montaje completo (Civil, electromecánica y eléctrica) de la ejecución de obras de Líneas de Alta Tensión en 132 kV y de Estaciones Transformadoras en 132 kV o superiores”, remarca el documento. 

Los licitantes elegibles que estén interesados, podrán obtener información adicional e inspeccionar los documentos de licitación del FFTEF en la sede de CABA del Fondo de 9:00 a 17:00 hs, o descargar los documentos en la web oficial de la entidad. 

Mientras que, de acuerdo al anuncio publicado en el Boletín Oficial de la República Argentina (BORA), los oferentes podrán presentar sus propuestas hasta las 11 horas del miércoles 24 de mayo del corriente año. Día en el que también se hará la apertura de ofertas. 

Asimismo, se aclara que las ofertas deberán estar acompañadas de una Garantía de Mantenimiento de Oferta por un monto de $900.000.000, que deberán ser entregadas a la misma hora y en el mismo lugar que la oferta.

El período de validez de la Oferta será de 150 días a partir del vencimiento del plazo de presentación de las ofertas. Y finalmente, aquellas empresas que resulten adjudicadas, tendrán un plazo máximo de ejecución del contrato de 1080 días (36 meses) computados desde la firma del convenio contractual, más el período de garantía, que será de 28 días a partir de la fecha límite del período de validez extendido.

Más convocatorias para el sector 

Esta licitación no es la única que podría impactar en el avance de la generación renovable en Argentina, sino que desde el gobierno continúan con Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional III, en pos de resolver una problemática que desde el sector energético fue mencionada en reiteradas oportunidades: el cuello de botella existente en las redes de transmisión. 

Tal es así que existen otros procesos abiertos, desde la primera gran obra del plan en Río Negro y Neuquén, como también uno publicado hace poco más de un mes para la provincia de Tucumán, para la construcción de la línea de alta tensión en 132 kV entre El Bracho y Villa Quinteros y la nueva estación transformadora Leales.

“Además, están priorizadas Catamarca, Chubut, Entre Ríos, Formosa, Salta y Santiago del Estero, con financiamiento del BID y progresa favorablemente ampliar el crédito con la Agencia Francesa de Inversiones y el Banco Europeo de Inversiones a través del Comité de Administración del Fondo Fiduciario (CAF)”, había anticipado Santiago Yanotti, subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, en conversación con Energía Estratégica.

“Sumado a que avanzamos en un esquema que permita al sector privado participar de la construcción de las líneas, garantizándole la prioridad de despacho para la evacuación de energía renovable”, manifestó el funcionario en aquel entonces.  

En colaboración con la Secretaría de Economía del Estado de Nuevo León y la Oficina de Convenciones y Visitantes de Monterrey, GENERA MÉXICO se celebrará del 7 al 9 de noviembre en el Centro Internacional de Negocios Monterrey, CINTERMEX.

Madrid, 7 de marzo de 2023.-   GENERA MÉXICO, la nueva propuesta ferial para el sector de las energías renovables que,  fruto de la alianza entre IFEMA MADRID y el Centro Internacional de Negocios Monterrey, CINTERMEX, se celebrará del 7 al 9 de noviembre  en Monterrey (México),  ha sido presentada con gran éxito en el marco de la pasada edición de GENERA en Madrid, que en paralelo al impulso global  de las energías limpias, la  eficiencia y las oportunidades del  autoconsumo, celebró su mayor y más completa convocatoria con la participación de 402 empresas de 21 países y la visita de 35.107 profesionales de los cinco continentes. Todo un contexto de alto nivel para potenciar la promoción internacional de GENERA MÉXICO a través de un stand informativo que, durante tres días, captó el interés de numerosos asistentes, atendiendo las consultas de un centenar de profesionales.

Buenas expectativas, por tanto, para este nuevo proyecto que, alineado con los ODS por Neutralidad Climática, la Descarbonización y otras estrategias sostenibles, ofrece al sector una oportunidad de promoción y apertura al mercado mexicano y que dotará a las empresas participantes de un escenario para la expansión internacional de sus negocios bajo la referencia y el valor que representa la marca de GENERA.

A este respecto GENERA MÉXICO, que sigue el modelo de su versión española, con un formato B2B apoyado en la exposición de especialidad más congreso, pondrá especial foco de atención en las oportunidades de inversión que representan las Infraestructuras y el mantenimiento de las energías renovables; la eficiencia energética; la movilidad; la rehabilitación energética de edificios; la transformación industrial, los recursos distribuidos y el almacenamiento.

Por otra parte, y como antesala de GENERA MÉXICO, el pasado 10 de noviembre, se organizó en colaboración con la Unión española Fotovoltaica, UNEF, la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica, AMIF, y la dirección de Fomento Energético y Minero de la Secretaría de Economía de Nuevo León, un evento de lanzamiento en Monterrey, con presentaciones y mesas de debate que abordaron el dialogo sobre energías España vs México; los retos de futuro del sector energético y la eficiencia energética, Una  jornada que contó  la presencia de expertos, académicos y empresas especializadas, así como una amplia convocatoria profesional y cobertura en medios, que permitió testar el interés de este tipo de encuentros sectoriales en el país.

Y es que México, la segunda economía de América Latina, y país de grandes recursos eólicos y niveles de irradiación solar, ofrece un gran potencial para el desarrollo de las energías renovables. Más concretamente, el Estado de Nuevo León, cuya capital es Monterrey, es el tercer productor de energía de México, y según El Financiero de México, la entidad de este país con más proyectos de Energía Solar junto con la zona de Jalisco (Guadalajara).

Además, el Clúster de Energía el principal actor del sector, está integrado por 39 empresas de primer nivel, entre las que se encuentran las españolas: Iberdrola y Gas Natural Fenosa).  Por su parte Monterrey es considerada la ciudad más moderna por su avanzado nivel de desarrollo económico y de infraestructuras y polo industrial del país. Es también la ciudad líder en inversión extranjera directa, gracias a su ubicación geográfica y su cercanía con los EE. UU.

GENERA MÉXICO cuenta con la colaboración con la Oficina de Convenciones y Visitantes de Monterrey y la Secretaría de Economía del Estado de Nuevo León, a través de la dirección de Fomento Energético y Minero. Además, cuenta con el apoyo de la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica AMIF; La Asociación Mexicana de Empresas de Eficiencia Energética, AMENEER; ASHRAE; Unión española Fotovoltaica UNEF; Cámara Española de Comercio A.C; y la Fundación Profime de Monterrey.

Seis nuevos proyectos renovables ingresaron al Servicio de Evaluación Ambiental de Chile a lo largo de los últimos diez días, con la particularidad que todos son híbridos y suman 975 MW de capacidad. Es decir, más potencia a instalar que aquellos presentados en los primeros dos meses del corriente año (887,86 MW). 

Cada uno de los parques que entraron a la plataforma del gobierno de Chile tiene su particularidad, ya que contemplan desde una o dos fuentes de generación (solar y eólica) hasta sistemas de baterías para almacenar la energía producida o la construcción de la infraestructura eléctrica de transporte correspondiente. 

El “Parque Híbrido Pampas” es el proyecto de mayor envergadura, ya que la firma Energía Eólica Pampas SpA prevé una inversión de 800 millones de dólares para construir una planta eólica y una fotovoltaica que, en conjunto, contarán con una potencia instalada cercana a los 422 MW. 

Puntualmente serán 20 aerogeneradores de aproximadamente 7 MW, con una altura de buje de 170 metros. Mientras que la central solar estará conformada por dos zonas de módulos que totalizarán 252 MWp.

Y adicionalmente el emprendimiento tendrá un sistemas de almacenamiento de energía en baterías BESS (Battery Energy Storage System) con una capacidad de 623,5 MW hasta por 5 horas.

Por otro lado, el parque solar Ceibo estará localizado en la Región de Atacama, provincia de Huasco y comuna de Vallenar. El mismo es de la compañía Energía Renovable Violeta SpA y estará integrado por 496.800 módulos fotovoltaicos y un sistemas de baterías ion-litio. 

Para este proyecto de 250 MW de potencia nominal, se estima una inversión aproximada de 220 millones de dólares y se considera una vida útil de 35 años, que podría ser extendido “en la medida que las condiciones de mercado justifiquen la inversión”.

La planta denominada “ERNC Tarapacá”, de ERNC LOA Spa, es otra de las grandes obras que se solicitaron la aprobación del estudio de impacto ambiental durante los últimos días, ya que con 200 millones de dólares de inversión se plantea la instalación de un parque eólico de 91 MW (13 aerogeneradores de 7 MW cada uno) y uno solar fotovoltaico de 135 MW (223.541 paneles de 660 Wp). 

Ambas instalaciones compartirán Subestación Transformadora 33/220 kV, y una Línea de Transmisión Eléctrica aérea de 220 kV de 35,3 km de longitud, que conectará a la Subestación Frontera existente, para la evacuación de la energía en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN). 

A los mencionados anteriormente, se deben agregar otros proyectos de menor escala que, entre sí, comparten similares características y potencias a instalar en caso de continuar el proceso: dos de 24 MWp y uno de 29 MW. 

El PS Chirihue (24 MW)  estará localizado en la comuna y región de Coquimbo e incluye la construcción y operación de un parque fotovoltaico, compuesto por 6 unidades de generación, un sistema de baterías y una línea de evacuación de media tensión, de 15 kV, de 3,68 kilómetros que facilitará la conexión e inyección de la energía al SEN.

En cambio, el El Cachudito es muy similar al anterior, ya que consta de un parque solar de 24 MW mediante la instalación de 36.924 paneles con una potencia nominal de 650 Watts, baterías para almacenar la energía y una línea de 15 kV; aunque en la comuna de Chillán, provincia de Diguillín, región del Ñuble.

Mientras que el PS Gavilán estará emplazado en Molina, región de Maule, y prevé alcanzar los 29 MWp de capacidad, sumado a que tendrá un sistema de baterías con capacidad de 8 horas de almacenamiento, y una línea de evacuación de media tensión (15 kV) de 1,1 kilómetros. 

La Unidad de Plan eación Minero Energética (UPME) anunció este lunes los resultados de las 843 solicitudes de conexión de proyectos de generación y consumo de energía eléctrica interesadas en la asignación de capacidad de transporte al Sistema Interconectado Nacional “Con satisfacción le informamos al país que hemos asignado cerca de 7.500 MW, principalmente de tipo solar y eólica, que permitirán que el gran potencial de energía renovable no convencional del país pueda ser aprovechado, garantizando un servicio de energía eléctrica más confiable y competitivo, al habilitar mayores opciones en el mercado, además de aportar en el cambio de la matriz eléctrica del país“ precisó Adrián Correa, director general de la UPME.

El anuncio representa un gran logro en el marco de la política energética impulsada por el Gobierno Nacional.

De los 7.493 MW asignados, 5.774 MW corresponden a energía solar, posicionándose como la principal tecnología que estará liderando la transición energética del país con 147 proyectos. En segundo lugar se encuentra la eólica con 1.237,8 MW en 10 proyectos, 6 de los cuales son offshore por 349,8 MW. Así mismo, se registra una asignación de 169 MW de 7 proyectos hidroeléctricos y un nuevo proyecto de biomasa.

A nivel geográfico, se destacan las áreas operativas de Guajira-Cesar-Magdalena con una asignación de 1.620 MW, Caldas-Quindío-Risaralda con 1.297 MW y, particularmente eólicos en las áreas Centro-Oriental y Norte de Santander.

Los resultados que hoy presenta la UPME al país fueron evaluados bajo 6 criterios técnicos por medio de los cuales se priorizó la asignación de capacidad de transporte a proyectos de generación, tales como: aumento de confiabilidad, mejora de flexibilidad eléctrica (posibilidad para controlar el recurso), reducción de emisiones, reducción de restricciones (como agotamiento de red), reducción del precio de bolsa (energía más económica), menor impacto sobre las pérdidas de energía y el estado del proceso de licenciamiento ambiental.

Previamente, durante 2022, la UPME realizó diez 10 jornadas de socialización del proceso de solicitudes de conexión, 3 de las cuales fueron dedicadas exclusivamente a exponer la propuesta de la metodología de evaluación, recibir y discutir comentarios de promotores, agentes y ciudadanía en general, y presentar la versión definitiva para garantizar la apropiación de dichos criterios de asignación entre los interesados.

“Desde la UPME nuestro equipo humano ha llevado a cabo una labor titánica. Mientras que hasta 2014, por ejemplo, recibíamos un promedio de 10 a 15 solicitudes anuales, en esta oportunidad se recibieron 843 entre generación y consumo con la misma capacidad organizacional de hace 10 años, situación que pone de manifiesto no sólo el gran interés de iniciativas de generación con fuentes no convencionales de energía renovable, sino también la necesidad de seguir fortaleciendo la entidad, pues la transición energética pasa por la UPME

Se acerca el próximo megaevento presencial de Future Energy Summit, una alianza entre Energía Estratégica e Invest in Latam. 

Se trata del “Latam Future Energy: Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit”, que se llevará a cabo el 29 y 30 de marzo en los salones de conferencias del Hotel Intercontinental Real en la ciudad de Santo Domingo.

Entre las partes interesadas que ya confirmaron su participación, destacamos a asociaciones empresarias con gran representatividad en República Dominicana como la Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica (ADIE), la Asociación para el Fomento de Energías Renovables (ASOFER) y Mujeres de Energía Renovable en República Dominicana (MER-RD).

No sólo estarán presentes gremios empresarios locales, también confirmaron su apoyo otras asociaciones civiles y empresarias provenientes Costa Rica, Guatemala, Panamá, Puerto Rico y demás países de la región.

Tal es el caso de la Cámara de Generación Distribuida (CGD) de Costa Rica; la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER) de Guatemala; la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) de Panamá; la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento (SESA) y la Asociación de Industriales (PRMA) de Puerto Rico. 

En su representación, formarán parte de paneles de debate portavoces de asociaciones tales como:

Erick Santiago – Presidente – Asociación de Industriales (PRMA) 
Javier Rua Jovet – Director de Políticas – Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA)
Marvin Fernández – Presidente – Asociación para el Fomento de Energías Renovables (ASOFER)
Federico Fernández – Presidente – Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES)

La participación de estos referentes empresarios resulta de gran valor, no sólo para conocer los objetivos de gestión de estas asociaciones para este año, sino también para conocer las actividades que están impulsando en los respectivos mercados junto a las oportunidades de inversión para energías renovables que identifican en México, Centroamérica y el Caribe.

Todos los interesados en asistir a este megaevento de Future Energy Summit podrán acceder a los salones de conferencia con ponencias destacadas y paneles de debate además de explorar sinergias con otras empresas del sector energético en los espacios de networking especialmente preparados para esta edición.

REGISTRO

De acuerdo a información de XM actualizada hasta la fecha, elaborada en base a reportes de las compañías promotoras, este año se pondrían en marcha unas 156 iniciativas de generación eléctrica por 5.596,93 MW. De ellas, 151, por 5.093,93 son renovables: solar, eólica y, en menor medida, hidráulica.

Entrarían en operaciones este año 8 proyectos eólicos por 1.043,8 MW, de los cuales cuatro tienen comprometida energía firme con el Estado colombiano; éstos son: Alpha, de 212 MW; Beta, de 280 MW, de EDPR; y Camelias, de 250 MW, y Acacias 2, de 80 MW, ambos de Celsia. Estos cuatro emprendimientos comenzarían a funcionar hacia fin de año. Aunque Las Camelias tiene un plazo hasta el 30 de noviembre del 2024.

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De los otros cuatro emprendimientos, se encuentra proyecto eólico Wesp 01, de 12 MW, de Isagen, que se desarrollará en La Guajira, y que se pondría en funcionamiento antes que termine noviembre.

Y El Carreto, de 1 MW, propiedad de Celsia, que ingresaría en operaciones hacia junio, según lo informado por las empresas a XM.

Finalmente, cabe mencionar a los emprendimientos de Promoenercol: Parque Eólico Magdalena y Parque Eólico Culantral, cada uno de 99,9 MW, que comenzarán a funcionar antes que termine septiembre.

Por otro lado, se espera la puesta en marcha de otros 8 proyectos hidráulicos, los cuales suman 75,44 MW, de los cuales 4, por 45,64 MW, empezarán a funcionar antes de julio.

Como era de esperar, la nómina está ampliamente dominada por proyectos solares: 137 que totalizan una potencia de 3.983,7 MW.

Entre las iniciativas de mayor envergadura se encuentra Chinú, de 350 MW, de Latam Solar Colombia, a montarse en Córdoba.

Solar Sabanalarga, de 200 MW, en manos de Enel Colombia. Se montará en Atlántico.

Otro emprendimiento que se montará en ese departamento es Atlántico Photovoltaic, de 199,5 MW, cuya empresa promotora es homónima al proyecto.

Parque Fotovoltaico Shangrila, de 160 MW, de Rayo Energía, que se montará en Huila-Tolima.

Estos cuatro mega parque solares ingresarían en operaciones hacia el 31 de diciembre de este año.

Pero hacia fines de mayo se pondría en marcha el renombrado parque solar La Loma, de 150 MW, propiedad de Enel Colombia, según lo anunciado por las empresas a XM.

Finalmente, se registraron 5 emprendimientos térmicos por 503 MW a operar este año.

Proyecto
CEN [MW]
FPO
Tipo
OEF
Área operativa
Tipo OEF
Fecha obligación
Subárea operativa
Promotor
Puntos de Conexión
Fecha de Puesta en Operación Oficial
Garantía
Garantía que aplica
Columna1

WESP01 (Wayuu)
12
viernes, 30 de junio de 2023
Eólico
NO
Caribe

GCM
ISAGEN S.A. E.S.P.
Cuestecitas 110 kV
11/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Eólico El Carreto
1
viernes, 30 de junio de 2023
Eólico
NO
Caribe

Atlantico
CELSIA COLOMBIA
Santa Verónica 34.5 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Eólico Magdalena
99,9
sábado, 30 de septiembre de 2023
Eólico
NO
Caribe

Atlantico
PROMOENERGÍA MAGDALENA & CIA
El Río 220 kV
09/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Eólico Culantral
99,9
sábado, 30 de septiembre de 2023
Eólico
NO
Caribe

Atlantico
PROMOENERGÍA CULANTRAL & CIA
El Río 220 kV
09/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Alpha
212
jueves, 30 de noviembre de 2023
Eólico
SI
Caribe
Subasta CxC- Subasta contratos largo plazo energía
GCM
VIENTOS DEL NORTE S.A.S. E.S.P.
Cuestecitas 500 kV
11/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 022 de 2001

Beta
280
jueves, 30 de noviembre de 2023
Eólico
SI
Caribe
Subasta CxC- Subasta contratos largo plazo energía
GCM
EOLOS ENERGÍA S.A.S. E.S.P.
Cuestecitas 500 kV
11/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 022 de 2001

Camelias
250
domingo, 31 de diciembre de 2023
Eólico
SI
Caribe
Subasta contratos largo plazo energía
GCM
CELSIA COLOMBIA
Cuestecitas 500 kV
11/30/2024 00:00:00
SI
Res. CREG 022 de 2001

Acacias 2
80
domingo, 31 de diciembre de 2023
Eólico
SI
Caribe
Subasta contratos largo plazo energía- Tomadores del CxC- Tomadores del CxC- Tomadores del CxC- Tomadores del CxC- Tomadores del CxC- Tomadores del CxC- Tomadores del CxC- Tomadores del CxC- Tomadores del CxC
GCM
CELSIA COLOMBIA
Cuestecitas 110 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 107 de 2019

PCH Caracolí
3,75
viernes, 31 de marzo de 2023
Hidráulico
NO
Antioquía – Chocó

Antioquia
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P.
Caracolí 44 kV
03/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

PCH La Cascada de Granada
2,09
viernes, 30 de junio de 2023
Hidráulico
NO
Antioquía – Chocó

Antioquia
PCH-INAMAQ
Granada 13.2 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

San Bartolomé
19,9
viernes, 30 de junio de 2023
Hidráulico
NO
Nordeste

Santander
PCH SAN BARTOLOME S.A.S E.S.P
Oiba 115 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Oibita
19,9
viernes, 30 de junio de 2023
Hidráulico
NO
Nordeste

Santander
PCH SAN BARTOLOME S.A.S E.S.P
Oiba 115 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Central Hidroeléctrica La Noque
9,9
martes, 31 de octubre de 2023
Hidráulico
NO
Antioquía – Chocó

Antioquia
PCH LA NOQUE S.A.S. E.S.P. ZOMAC
Santa Fé de Antioquia 44 kV
10/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

PCH Hidronare (H)
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Hidráulico
NO
Antioquía – Chocó

Antioquia
GRUPO NARE SAS ESP
Playas 44 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Chinú
350
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
LATAMSOLAR COLOMBIA
Chinú 500 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Solar Sabanalarga
200
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
ENEL COLOMBIA S.A. E.S.P.
Sabanalarga 500 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Atlántico Photovoltaic
199,5
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
ATLÁNTICO PHOTOVOLTAIC
Sabanalarga 500 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Fotovoltaico Shangrila
160
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
RAYO ENERGÍA COLOMBIA
Ibagué (Mirolindo) 230 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Latam Solar La Loma
150
miércoles, 31 de mayo de 2023
Solar
SI
Caribe
Subasta CxC

GCM
ENEL COLOMBIA S.A. E.S.P.
La Loma 110 kV
02/28/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 061 de 2007

Parque Solar Portón del Sol
102
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Antioquía – Chocó

Antioquia
PARQUE SOLAR PORTÓN DEL SOL
Purnio 230 kV
12/31/2022 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar La Unión
100
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
SI
Caribe
Subasta contratos largo plazo energía
Cordoba_Sucre
SPK LA UNIÓN S.A.S. E.S.P
Nueva Montería 110 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 186 de 2021

Parque Solar Andrómeda
100
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
PARQUE SOLAR ANDROMEDA I SAS ESP
Toluviejo 220 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

PV Fundación 99.9 MW
99,9
martes, 31 de octubre de 2023
Solar
SI
Caribe
Subasta contratos largo plazo energía
GCM
ENEL COLOMBIA S.A. E.S.P.
Fundación 110 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 186 de 2021

Bosques Solares de los Llanos 7
99,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Meta
SOLARGREEN
Suria 230 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Planta Solar Las Marías
99,5
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Cauca-Narino
Promotora y Generadora De Energías Sostenibles S A S
El Zaque 115 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

El Campano
99
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
SI
Caribe
Subasta contratos largo plazo energía
Cordoba_Sucre
TRINA SOLAR GENERADOR COLOMBIA – EL CAMPANO S.A.S. E.S.P
Chinú 220 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 107 de 2019

San Isidro 99 MW
99
lunes, 31 de julio de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Valle
Parque Solar San Isidro S.A.S
La Virginia 220 kV
07/31/2023 00:00:00
NO

CSF Continua San Felipe
90
sábado, 1 de abril de 2023
Solar
NO
Suroccidental
Subasta contratos largo plazo energía
CQR
TRINA SOLAR GENERADOR COLOMBIA – SAN FELIPE S.A.S. E.S.P
San Felipe 230 kV
04/01/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Paipa I
88
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
NO
Nordeste

Boyaca-Casanare
PSR3
Paipa 115 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar Buenavista
80
lunes, 31 de julio de 2023
Solar
NO
Suroccidental

CQR
Generadora Buenavista S.A.S.
Esmeralda 230 kV
07/31/2023 00:00:00
NO

La Mata
80
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
SI
Nordeste
Subasta contratos largo plazo energía- Tomadores del CxC
Norte de Santander
SPK LA MATA S.A E.S.P
Ayacucho 115 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 186 de 2021

Bosques Solares de los Llanos 6
79,6
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Meta
BOSQUES SOLARES DE LOS LLANOS 6 S.A.S. E.S.P.
Santa Helna 115 kV
12/31/2022 00:00:00
SI
Res. CREG 186 de 2021

Paipa II
72
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
NO
Nordeste

Boyaca-Casanare
PSR3
Paipa 115 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

El Paso
67
jueves, 30 de noviembre de 2023
Solar
SI
Caribe
Subasta CxC

GCM
ENEL COLOMBIA S.A. E.S.P.
El Paso 110 kV
11/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 061 de 2007

Caracolí I
50
lunes, 23 de octubre de 2023
Solar
SI
Caribe
Subasta contratos largo plazo energía
Atlantico
SOL DE LAS CIENAGAS SAS ESP
Caracolí 110 kV
10/23/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 186 de 2021

Pubenza PSR2
50
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
SI
Oriental
Subasta contratos largo plazo energía
Bogota
PSR2
Barzalosa 115 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 186 de 2021

Pacandé
50
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
PARQUE SOLAR PACANDÉ S.A.S. E.S.P.
Natagaima 115 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

La Pradera
40
sábado, 30 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Santander
SOLAR PRADERA S.A.S
San Alberto 115 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Fotovoltaico Sunnorte
35
domingo, 30 de abril de 2023
Solar
SI
Nordeste
Subasta contratos largo plazo energía
Norte de Santander
GENERSOL SAS
OCAÑA 115 KV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 186 de 2021

Ubaté PSR1
28
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Bogota
PSR1
Ubaté 115 kV
12/31/2022 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Mata Redonda
25
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Boyaca-Casanare
Parque Solar Matarredonda S A S E S P
BAVARIA 115 KV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Fotovoltaico La Tolua
19,9
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
PARQUE FOTOVOLTAICO LA TOLUA
Subestación Chi
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Solar La Victoria 1 (Antes Zarzal 1)
19,9
lunes, 31 de julio de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Valle
CELSIA COLOMBIA
Zarzal 34.5 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Solar La Victoria 2 (Antes Zarzal 2)
19,9
lunes, 31 de julio de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Valle
CELSIA COLOMBIA
Zarzal 34.5 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Planeta Rica
19,9
lunes, 31 de julio de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
PARQUE SOLAR PLANETA RICA S A S
Planeta Rica 110 kV
07/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

El Colibrí
19,9
sábado, 30 de septiembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
MASSIVE SOLAR ENERGY COLOMBIA
Juan Mina 34.5 kV
09/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Planta Fotovoltaica Flandes
19,9
martes, 31 de enero de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
CELSIA COLOMBIA
Flandes 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Planta fotovoltaica Dulima
19,9
martes, 7 de marzo de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
CELSIA COLOMBIA
Flandes 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Bosques Solares de Bolívar 500
19,9
sábado, 30 de septiembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
BOSQUES SOLARES DE BOLIVAR 500
Sabanalarga 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Bosques Solares de Bolívar 501
19,9
sábado, 30 de septiembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Bolivar
BOSQUES SOLARES DE BOLIVAR 501
Sabanalarga 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Bosques Solares de Bolívar 502
19,9
sábado, 30 de septiembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Bolivar
BOSQUES SOLARES DE BOLIVAR 502
Sabanalarga 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Bosques Solares de Bolívar 503
19,9
martes, 31 de octubre de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
BOSQUES SOLARES DE BOLIVAR 503
Sabanalarga 110 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Bosques Solares de Bolívar 504
19,9
martes, 31 de octubre de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
BOSQUES SOLARES DE BOLIVAR 504
Sabanalarga 110 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar Fotovoltaico Baranoa
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
FOTOVOLTAICO EL YARUMO S.A.S.
Baranoa 110 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Celsia Solar Chicamocha 1
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Norte de Santander
CELSIA COLOMBIA
Mesa del Sol 115 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Celsia Solar Chicamocha 2
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Norte de Santander
CELSIA COLOMBIA
Mesa del Sol 115 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Celsia Solar Chicamocha 3
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Norte de Santander
CELSIA COLOMBIA
Mesa del Sol 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Proyecto Solar Pétalo de Cesar II
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Santander
BLACK ORCHID SOLAR MANAGEMENT
San Alberto 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Solar Escobal 1
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
CELSIA COLOMBIA
Mirolindo 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Solar Escobal 2
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
CELSIA COLOMBIA
Mirolindo 115 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Solar Escobal 3
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
CELSIA COLOMBIA
Mirolindo 115 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Solar Escobal 4
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
CELSIA COLOMBIA
Picaleña 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Solar Escobal 5
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
CELSIA COLOMBIA
Salado 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar Fotovoltaico Gualanday
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
FOTOVOLTAICO GUALANDAY S.A.S
Gualanday 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque solar EMCALI I
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Valle
EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI E.I.C.E. E.S.P.
MULALO 34.5 KV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Los Morrosquillos III
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
CATTLEYA SOLAR SAS
TOLUVIEJO 34.5 KV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Proyecto Planta de Autogeneración solar Puerto Tejada (Familia)
19,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Valle
CELSIA COLOMBIA
Familia del Pacifico 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

La Iguana
19,5
viernes, 31 de marzo de 2023
Solar
NO
Caribe

Bolivar
COLOMBIA ENERGY CLIMATE CORPORATION S.A.S.
Gambote 66 kV
03/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar Los Morrosquillos I
19,5
jueves, 31 de agosto de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
LOS MORROSQUILLOS SOLAR S.A.S
Toluviejo 110 kV
08/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar Los Morrosquillos II
19,5
jueves, 31 de agosto de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
LOS MORROSQUILLOS SOLAR S.A.S
Toluviejo 110 kV
08/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Atlántico Solar I Baranoa
19,3
sábado, 30 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
TECHNOELITE GREEN ENERGY S.A.S. E.S.P.
Baranoa 34.5 kV
12/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

San Isidro 19.09 MW
19,09
lunes, 31 de julio de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Cauca-Narino
AXIS JC S.A.S.
Puerto Tejada 34.5 kV
07/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Zambrano II
15,5
martes, 31 de octubre de 2023
Solar
NO
Caribe

Bolivar
COLOMENER VI
Zambrano 13.8 kV
10/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Zapatoca
15,5
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Santander
GRANJA SOLAR ZAPATOCA CSCI 2 S.A.S E.S.P
Zapatoca 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Puerto Wilches
15
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Santander
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P.
Puerto Wilches 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Tierra Linda
9,99
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
PARQUE SOLAR TIERRA LINDA
Chinú Planta 34.5 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Pétalo del Córdoba II
9,9
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
BCCY Córdoba S.A.S. E.S.P.
Chinú Planta 34.5 kV
05/01/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Atlántico solar 2 Polo Nuevo
9,9
martes, 30 de mayo de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
TECHNOELITE GREEN ENERGY S.A.S. E.S.P.
Baranoa 13.8 kV
05/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

La Filigrana
9,9
miércoles, 31 de mayo de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
LA FILIGRANA SOLAR S.A.S.
Mompox 34.5 kV
05/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

El Tamarindo I
9,9
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
EL TAMARINDO SOLAR S A S
Magangué 13.8 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

El Tamarindo II
9,9
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
EL TAMARINDO SOLAR S A S
Magangué 13.8 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Sándalo II
9,9
sábado, 30 de septiembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Cerromatoso
HZ ENERGY S.A.S E.S.P.
Puerto Libertador 34.5 kV
08/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

JUMI
9,9
martes, 31 de octubre de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
JUAN MINA ENERGIAS RENOVABLES SAS E.S.P
Uan Mina 13.8 kV
10/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

PFV CRLI
9,9
martes, 31 de octubre de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
XANTIA-XAMUELS
Caracolí 13.8 kV
10/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Planta Fotovoltaica PN1
9,9
martes, 31 de octubre de 2023
Solar
NO
Caribe

Bolivar
PN1 Energías Renovables S.A.S. E.S.P.
Gambote 13.8 k
10/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Planta Fotovoltaica SGDE
9,9
martes, 31 de octubre de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
SGDE ENERGÍAS RENOVABLES SAS E.S.P
Sabanagrande 13.8 kV
10/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Fotovoltaico OLD-T
9,9
martes, 31 de octubre de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
TOLU VIEJO ENERGIAS RENOVABLES S.A.S. E.S.P
TOLUVIEJO 34.5 KV
10/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Proyecto de generación fotovoltaica Arcadia
9,9
martes, 31 de octubre de 2023
Solar
NO
Oriental

Bogota
DESARROLLOS ENERGETICOS S.A.S
Viani 34.5 kV
10/31/2023 00:00:00
NO

Los Colorados III
9,9
jueves, 30 de noviembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Bolivar
LOS COLORADOS SOLAR S.A.S.
El Carmen 13.8 kV
11/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Los Colorados II
9,9
jueves, 30 de noviembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Bolivar
LOS COLORADOS SOLAR S.A.S.
El Carmen 13.8 kV
11/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

CSF Continua Barbosa I
9,9
viernes, 1 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Santander
CSF CONTINUA BARBOSA I
Barbosa 34.5 kV
12/01/2023 00:00:00
NO

CSF Continua Barbosa II
9,9
viernes, 1 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Santander
CSF CONTINUA BARBOSA II
Barbosa 34.5 kV
12/01/2023 00:00:00
NO

Caimán Cienaguero
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

GCM
GREENYELLOW COMERCIALIZADORA S.A.S. E.S.P.
Río Córdoba 13.8 kV
12/31/2022 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Sáchica
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Boyaca-Casanare
COLGEOLICA SAS
Alto Ricaurte 34.5 kV
12/31/2022 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Yuma
9,9
domingo, 5 de marzo de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
CELSIA COLOMBIA
Flandes 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Pétalo del Magdalena I (Antes Zawady)
9,9
domingo, 30 de abril de 2023
Solar
NO
Caribe

GCM
PÉTALO DEL MAGDALENA S.A.S E.S.P
Zawady 13.8 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Pétalo del Cesar
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

GCM
BLACK ORCHID SOLAR MANAGEMENT
Chiriguaná 13.8 kV.
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque de Generación solar Fotovoltaico Oicatá
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Boyaca-Casanare
OICATÁ SOLAR 1
Muiscas 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Alejandría
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
PARQUE SOLAR COLOMBIA II
Planeta Rica 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Pétalo del Sucre
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
BCCY Córdoba S.A.S. E.S.P.
Coveñas 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Solar Bugalagrande (Antes Andalucía)
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Valle
CELSIA COLOMBIA
Andalucía 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Fotovoltaico El Tropezón 9.9 MW(S)
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Meta
Parque Solar Colombia III S.A.S E.S.P
San Martín 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Fotovoltaico Dinamarca 9.9 MW (S)
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Meta
LICA ENERGÍA RENOVABLE S.A.S.
San Juan de Arama 34,5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Fotovoltaico Versalles 9.9 MW (S)
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Meta
Parque Solar Colombia VII S.A.S.
San Juan de Arama 34,5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar Fotovoltaico Sincerín
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Bolivar
SOCIEDAD DE GESTIÓN GRUPO TW SOLAR COLOMBIA
Gambote 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar San Francisco
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
PARQUE SOLAR SAN FRANCISCO S.A.S.
Planeta Rica 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Barranquita
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Santander
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P.
Barranquita 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

La Mena
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Meta
Parque Solar Colombia V S.A.S E.S.P
Surimena 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Fotovoltaico El Piojo I
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
RAYO ENERGÍA COLOMBIA
Gualanday 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Fotovoltaico El Piojo II
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
RAYO ENERGÍA COLOMBIA
Gualanday 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Fotovoltaico El Piojo III
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
RAYO ENERGÍA COLOMBIA
Gualanday 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Numbana
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
ABO WIND RENOVABLES PROYECTO NUEVE S.A.S. ESP.
Guamo 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Honda Solar 1
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Bogota
ATLÁNTICA COLOMBIA S.A.S. E.S.P.
Circuito Villetas 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Apulo Solar I
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Bogota
ATLÁNTICA COLOMBIA S.A.S. E.S.P.
Circuito Anapoima 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Buenavista
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
GRENERGY COLOMBIA S A S
Buenavista 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Sol del Mar II
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Cerromatoso
GRENERGY COLOMBIA S A S
Ayapel 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Centro Solar
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Cerromatoso
GRENERGY COLOMBIA S A S
Centro Alegre 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar Fotovoltaico Honda Solar 2
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Bogota
ATLÁNTICA COLOMBIA S.A.S. E.S.P.
Guaduas 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar Colima
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Bogota
ABO WIND RENOVABLES PROYECTO VEINTIDOS S A S E S P
Ubaté 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar Cóndor
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Bogota
ABO Wind Renovables Colombia S.A.S.
Simijaca 13.2 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Morichal
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Arauca
ABO WIND RENOVABLES PROYECTO DOCE S A S E S P
Tame 13.8 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Ardobela I
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Cauca-Narino
ECOARDOBELA I S.A.S
Santander 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Proyecto Solar Jeques
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Oriental

Bogota
ABO WIND RENOVABLES PROYECTO DIECISIETE S.A.S
Ubaté 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Solar Ardobela II
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Cauca-Narino
ECOARDOBELA II S.A.S
Santander 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

El Arbolito
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Cauca-Narino
TESOCOL S.A.S.
Mercaderes 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Sol y Cielo I
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
SOL&CIELO S.A.S.
Santa Lucía 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Brisa Solar III 9.9 MW
9,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Bolivar
HZ ENERGY S.A.S E.S.P.
Nueva Cospique 13.8 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Alma Solar 1
9,8
domingo, 30 de abril de 2023
Solar
NO
Nordeste

Arauca
SVC ESP SAS ZOMAC
Zona Industrial-Caracol 34.5 kV
04/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Alma Solar 2
9,8
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Arauca
SVC ESP SAS ZOMAC
Zona Industrial-Caracol 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar Fotovoltaico Los Girasoles
9,5
viernes, 31 de marzo de 2023
Solar
NO
Nordeste

Norte de Santander
PARQUE SOLAR LOS GIRASOLES S.A.S ESP
Abrego 34.5 kV
03/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Juana María
9,4
martes, 31 de octubre de 2023
Solar
NO
Nordeste

Boyaca-Casanare
JP ENERGY COLOMBIA S A S
El Huche 34,5 kV
10/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

El Guamo
9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
TESOCOL S.A.S.
Guamo 34.5 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar Fotovoltaico Badel I
8,6
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Bolivar
GREENYELLOW COMERCIALIZADORA S.A.S. E.S.P.
Mamonal 13.8 kV
12/31/2022 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

La Ceiba
8
martes, 28 de febrero de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
LA CEIBA SOLAR S.A.S.
San Onofre 34.5 kV
02/28/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Solar Guayacan
8
viernes, 31 de marzo de 2023
Solar
NO
Caribe

Cordoba_Sucre
EL GUAYACÁN SOLAR S.A.S.
Corozal 34.5 kV
03/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Suarez
8
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
Renergetica Colombia S.A.S.
Suarez 34.5 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Proyecto Solar Minero
6
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
NO
Oriental

Bogota
BAVARIA & CIA. S.C.A.
Malterias 34.5 kV
06/30/2023 00:00:00
NO

Autogeneración Bavaria
6
viernes, 30 de junio de 2023
Solar
NO
Oriental

Bogota
BAVARIA & CIA. S.C.A.
Circuito Malterias 34.5 kV
06/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

CSF Continua Natagaima
5
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
CSF CONTINUA NATAGAIMA
Natagaima 13,2 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Autogenerador Celsia Solar Solla (Buga 1)
4,9
martes, 31 de enero de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Valle
CELSIA COLOMBIA
PALOBLANCO 34.5 KV
NO

Autogenerador Celsia Solar Grasas (Buga 1)
4
sábado, 25 de febrero de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Valle
CELSIA COLOMBIA
Buga 34.5 kV
NO

Parque Solar Rovira
3,2
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
Renergetica Colombia S.A.S.
Guamo 13.2 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Parque Solar Arenal
2
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Caribe

Bolivar
PLANTA SOLAR NEHEMIAS S A S
San Estanislao 13.8 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

CSF Continua Purificación
2
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
CSF CONTINUA PURIFICACION S.A.S E.S.P
Purificación 13,2 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

GD PARQUE SOLAR URUACO
0,996
viernes, 31 de marzo de 2023
Solar
NO
Caribe

Atlantico
UNERGY ENERGÍA DIGITAL S.A.S. ESP
NO

Granja Solar El Salado
0,9
domingo, 31 de diciembre de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Valle
FUENTES DE ENERGIA RENOVABLES S.A.S. E.S.P.
NODO 115775 NIVEL DE TENSIÓN 2
NO

GD1 Comunidad Solar El Salvador
0,0127
jueves, 16 de febrero de 2023
Solar
NO
Antioquía – Chocó

Antioquia
ERCO GENERACION S.A.S. ESP
Circuito R15-16 y nodo 51788
NO

GD2 Comunidad Solar El Salvador
0,0037
jueves, 16 de febrero de 2023
Solar
NO
Antioquía – Chocó

Antioquia
ERCO GENERACION S.A.S. ESP
Circuito R15-16 y nodo 8402
NO

Parque Solar Urra
0
domingo, 30 de julio de 2023
Solar
SI
Caribe
Subasta contratos largo plazo energía- Subasta contratos largo plazo energía
Cordoba_Sucre
EMPRESA URRA S.A. E.S.P.
Urra 110 kV
07/30/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 186 de 2021

Tepuy
0
martes, 31 de octubre de 2023
Solar
SI
Suroccidental
Subasta contratos largo plazo energía
CQR
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P.
Purnio 115 kV
12/31/2022 00:00:00
SI
Res. CREG 186 de 2021

Noria Energy Caracolito
0
martes, 28 de febrero de 2023
Solar
NO
Suroccidental

Huila-Tolima
Noria Energy Caracolito S A S
Cemex 13.8 kV
NO

El Tesorito
200
martes, 31 de enero de 2023
Térmico
SI
Caribe
Subasta CxC

Cordoba_Sucre
CELSIA COLOMBIA
Sahagún 1 500 kV
12/31/2022 00:00:00
SI
Res. CREG 061 de 2007

AGGE GRAN TIERRA – CAMPO COSTAYACO 2 MW
2
jueves, 16 de marzo de 2023
Térmico
NO
Suroccidental

Putumayo
DEPI ENERGY S.A.S. E.S.P.

NO

Papelsa
0
viernes, 31 de marzo de 2023
Térmico
NO
Antioquía – Chocó

Antioquia
PAPELSA PAPELES Y CARTONES S.A.
Circuito de uso R13-49 a 44 kV de la subestación Barbosa
03/31/2023 00:00:00
NO

Ampliación Termocandelaria: Aumento de CEN de 314 MW a 566.15 MW
241
sábado, 27 de mayo de 2023
Térmico
SI
Caribe
Subasta CxC

Bolivar
TERMOCANDELARIA S.C.A. – E.S.P.
Candelaria 220 kV
06/30/2022 00:00:00
SI
Res. CREG 061 de 2007

Cogenerador INCAUCA
60
domingo, 31 de diciembre de 2023
Térmico
NO
Suroccidental

Cauca-Narino
NITRO ENERGY COLOMBIA S.A.S. E.S.P.
Cabaña (Paez) 115 kV
12/31/2023 00:00:00
SI
Res. CREG 075 de 2021

Trixenergy SRL, compañía dedicada a la importación, instalación y comercialización de sistemas fotovoltaicos, suma 482 instalaciones en República Dominicana.

En sus seis años de experiencia en este país ha podido integrar soluciones desde 5 kW a 150 kW, pero han encontrado complicaciones para expandirse a otros segmentos del mercado.

Según comunicó a este medio Humberto Reginato Nilson, gerente general de Trixenergy han querido explorar, pero aún sin éxito, otros modelos de negocios como aquellos que en otros mercados se denominan generación distribuida comunitaria.

“Desde hace mucho tiempo estamos proponiendo el uso de granjas solares y que sus dueños sean los que no poseen techo para instalación pero para eso habría que modificar la ley”, advirtió Humberto Reginato Nilson. 

Adicionalmente, empresas como Trixenergy tampoco habrían podido desplegar todo su potencial en el segmento del mercado en el que ya se encuentran por algunas barreras en tramitología.

“El avance de las instalaciones de autoconsumo se han visto bloqueadas por las Distribuidoras poniendo trabas y demorando los permisos con sistemas burocráticos y falta de personal para las labores de atención del sistema”, acusó el referente de Trixenergy. 

Quien agregó: “También está la dificultad que ponen para la entrega de medidores bidireccionales, que a veces se demoran hasta 8 meses después de tener instalados los sistemas”.

Concluyendo, señaló que además de esperar celeridad para la autorización de nuevas instalaciones y la instalación de medidores, aún son necesarios nuevas medidas para eliminar las barreras de entrada de nuevos usuarios a estas alternativas de generación.

“Que se consigan más facilidades en el financiamiento y que se reconozcan los sistemas fotovoltaicos como prendas para hipotecar para facilitar el financiamiento”, deseó Humberto Reginato Nilson. 

Y es que siguiendo con la lectura de Nilson, es preciso democratizar el acceso a la generación distribuida renovable para que esta se masifique, generando un impacto positivo no sólo desde lo medioambiental sino también desde lo económico.

“República Dominicana subvenciona casi el 70% del pago de la electricidad con una tarifa bajo costo lo que hace que tengan que subvencionar con más de 1800 millones de dólares anualmente a las generadoras , que son las que se oponen a las instalaciones de los sistemas”, finalizó Nilson.  

Jinko Solar importó 3065 MWp de paneles solares a Brasil durante el 2022 y se consolidó como la empresa N° 1 en Brasil y ratificó su posicionamiento como uno de los fabricantes de módulos fotovoltaicos más grandes e innovadores del mundo

De este modo, la firma china lideró el ranking de las 71 empresas que proporcionaron módulos solares en Brasil y que importaron más de 17 GW en el transcurso del año pasado, de las cuales las 10 compañías con mayor volumen de importación fueron las responsables de abastecer el 81% de la demanda del mercado. 

“Ser líder en Brasil es motivo de orgullo y satisfacción para nosotros. Significa que el mercado ha premiado nuestros productos de alta calidad con precios competitivos, que nuestros socios, tanto en la parte de distribución como en la parte de proyectos de grandes centrales eléctricas, consideraron ventajosos no solo nuestros productos, sino también nuestros servicios y nuestra asociación”, sostuvo Alberto Cuter, gerente general de Jinko Solar para Italia y América Latina, en conversación con Energía Estratégica. 

“Además de ser un mercado importante a nivel mundial, también es muy exigente en cuanto a la calidad del producto. Y estoy muy orgulloso de decir que hace 3 años se construyó en Brasil la primera gran planta del mundo con módulos Jinko Solar N-Type, de 600 MW de capacidad”, agregó.

Y cabe recordar que a mediados del año pasado, la compañía firmó un acuerdo con Aldo Solar por otros 600 MW de Tiger Neo N-type, distribuidora de soluciones de energía solar del país con una participación de mercado de aproximadamente el 30% en el segmento de generación distribuida,

En cuanto a los productos más vendidos a lo largo del 2022, se debe distinguir entre aquellos destinados al mercado residencial y los módulos de grandes proyectos de centrales eléctricas. 

Alberto Cuter explicó que, en el primero de los casos el tope de gama es el N-Type mono perc de 60 celdas y 72 celdas, que alcanza eficiencias de casi el 23% y potencias de hasta 600 Wp. Mientras que para la generación centralizada, están las celdas bifaciales N-Type 72 y 78 que alcanzan los 625 wp, “que en ambos casos se encuentran entre los mejores productos del mercado”.

“Ante ello, nuestro objetivo para los próximos años es continuar siendo líderes y fortalecer la asociación con nuestros mejores clientes. Una asociación basada no solo en los volúmenes vendidos, sino también en la confianza mutua, la calidad de nuestros productos y nuestro servicio total en la mejora continua de los servicios ofrecidos”, manifestó el gerente general de Jinko Solar para Italia y América Latina

“Es por eso que nuestro equipo brasileño está creciendo y seguirá creciendo en los sectores de módulos, pero también en el almacenamiento de baterías”, concluyó. 

La energía solar crece a pasos agigantados

Brasil sigue batiendo sus propios récords de instalación de equipos fotovoltaicos y se afianza como el mercado más grande de la región. Tal es así que en 2022, el país pasó de 14 GW operativos a 24 GW de capacidad entre generación distribuida y centralizada. 

Y en lo que va del 2023, Brasil superó los 26 GW solares instalados, de los cuales más de 18 GW corresponden a la GD. Según datos de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica, hay 1728 millones de sistemas fotovoltaicos de generación distribuida conectados a la red en Brasil, en 5.523 municipios, que abastecen a 2,247 millones de unidades consumidoras. 

De acuerdo al sector privado, el período de incertidumbre en el sector eléctrico aún no ha terminado, debido a las complicaciones administrativas asociadas a las autorizaciones necesarias para la instalación y operación de proyectos de generación y otorgados por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y el CENACE, por lo que es necesario un cambio en la política energética mexicana para cumplir con los objetivos de transición energética y atracción de inversiones.

Representantes de Fresh Energy Consulting, firma que brinda un servicio especializado en el mercado eléctrico mediante asesoría integral basada en análisis sistemáticos para el soporte de decisiones estratégicas, comparten su visión en conversación con Energía Estratégica.

“La falta de permisos para proyectos renovables es uno de los aspectos que puede ser un cuello de botella para todas las inversiones en los próximos años. Si no resolvemos el problema de oferta de energía, no va a haber nuevas inversiones, ni desarrollo de nuevas industrias, ni generación de empleos”, comentan los socios de la firma, Ignacio Sánchez y Casiopea Ramírez, especialistas en mercados eléctricos.

Además, alertan sobre los problemas de acceso a energía renovable y de conexión a la red: “Tanto las empresas como la sociedad en general, demandan cada vez más el suministro de energía renovable, siendo además algunas de las tecnologías limpias las más competitivas en términos de precio. Sin embargo, sólo aportan el 13% de la generación del país actualmente”. 

“México necesita poder ofrecer un suministro eléctrico renovable a precios accesibles para ser más competitivo con respecto al Sudeste Asiático o el resto de América Latina y así poder aprovechar las oportunidades del nearshoring”, agregan. 

Adicionalmente, afirman que se requiere una fuerte inversión en las redes de transmisión y distribución para facilitar el acceso a la red tanto para generadores y consumidores: “La red solo ha crecido un 0.2% anual en los últimos años, lo cual es claramente insuficiente para atender el crecimiento de la demanda. Para ello, se necesita una colaboración público-privada ya que es un reto que ningún jugador en el mercado puede hacer solo”.

En este sentido, los ejecutivos señalan que el actual Gobierno ha impulsado una serie de cambios en el marco legal y regulatorio, que fueron paralizados en distintas instancias judiciales por oponerse a la Constitución y al resto de regulación vigente, ya que iban en contra de la libre competencia y del medio ambiente, entre otras cuestiones. 

“A pesar de los procesos judiciales, en la práctica no se está aplicando la legislación vigente para la resolución de trámites de permisos e incluso en la operación del mercado. Todo ello está generando un ambiente de incertidumbre muy elevado, justo lo que no quieren los inversionistas”, enfatizan.

Los especialistas esperan que estos amparos sean resueltos por la Suprema Corte de Justicia de la Nación, ya que, de lo contrario, continuará la incertidumbre jurídica, lo cual repercute directamente en la estabilidad de las inversiones y en el atractivo que tiene México para el desarrollo del sector energético.

Ante esta coyuntura, Ignacio Sánchez y Casiopea Ramírez reconocen que la implementación de nuevos proyectos en México, tanto de generación como de nuevos centros de consumo, es cada vez más oneroso por la falta de inversión en las infraestructuras de transmisión y distribución.

Tanto a los generadores como a los consumidores, se les requiere hacer grandes inversiones en la red para poder inyectar o recibir energía, además de esperar largos períodos para la resolución de sus trámites. 

Asimismo, revelan que los generadores llevan esperando prácticamente 3 años (todo el período de pandemia) a que tanto la CRE como el operador del sistema, resuelvan sus solicitudes para obtener nuevos permisos de generación como capacidad de interconexión. Esta problemática repercute en la disponibilidad de energía en el sistema y merma directamente la atracción de México como destino de inversión. 

“México podría estar recibiendo muchísima más inversión, tanto en el sector eléctrico como en otros sectores, si tuviera una política energética alineada con el contexto global, que permitiera la libre competencia y fomentara la transición energética”, argumentan los especialistas.

“Ahora el país tiene que competir, no solo internamente, sino a nivel internacional. La regulación vigente así lo permite, pero no se está aplicando debidamente, lo cual ha dado origen, entre otras causas, a las consultas iniciadas por Estados Unidos y Canadá en el marco del T-MEC”, aseveran.

Atravesados por esta problemática, muchas de las actividades actuales de la Consultora están enfocadas en el soporte técnico para litigios estratégicos, derivado de estos cambios que el sector energético está judicializando, y en el acompañamiento a los consumidores para implementar estrategias de descarbonización de su consumo de energía.

También buscan acompañar a los usuarios en todas las problemáticas relacionadas con el acceso a la red, ya que están sufriendo la falta de inversión en infraestructura eléctrica en los últimos años, aspecto crítico para el desarrollo económico. 

En concreto, Fresh Energy Consulting provee asesoría en actividades de definición de estrategias de descarbonización y comercialización de energía, análisis de mercado, permitting para acceso a la red, obtenciones de permisos de generación y operación en mercado, peritajes en arbitrajes y procesos judiciales, y asesoría para desarrollo de proyectos, entre otros.

Entre Ríos reglamentó su ley N° 10.933, de Energía Eléctrica Sostenible, por la cual se planteó el objetivo de que el 30% de la energía eléctrica de la provincia provenga de fuentes renovables hacia el año 2030. 

Con ello también se permitirá que cada usuario pueda generar su propia energía, la consuma, abarate sus costos energéticos y también contribuye al cuidado del medio ambiente, ya que también se validó la adhesión a la Ley Nacional N° 27.424 y sus beneficios y se planteó la meta de contar con 50 MW de generación distribuida al 2030. 

Además, la normativa exige la incorporación de energía renovable en los proyectos de edificios públicos provinciales y quita la obligatoriedad actual de un medidor de generación adicional para las instalaciones domiciliarias, incrementa de 50 kW a 1 MW la potencia posible a instalar.

Y de igual manera contempla una excepción o reducción del impuesto Fondo de Desarrollo Eléctrico de Entre Ríos (FDEER) de la boleta de luz por 5 años a aquellos usuarios que coloquen energías sustentables. 

Asimismo, el gobierno provincial estableció la creación de un plan para alcanzar la instalación de un 20% de medidores inteligentes hacia el final de esta década, como también de un Programa Piloto de Mercado de Energía Distribuida (MED) que permite comercializar esa energía renovable generada con otro usuario que no puede o no quiere generar pero necesita o requiere esa energía. 

“Pasaron casi 15 meses desde que se promulgó la ley hasta que se reglamentó, pero lo relevante es que sucedió es importante el trabajo hecho por los distintos estamentos del gobierno y departamentos jurídicos”, manifestó José Humberto Martinez Ruhl, integrante de la Cámara de Energías Renovables de Entre Ríos, en conversación con Energía Estratégica. 

“La provincia representa un 3% de la demanda de potencia eléctrica a nivel nacional, por lo que el objetivo del 30% significa tener aproximadamente 230 o 240 MW de energía renovable al 2030. Es un número desafiante y movilizará a los inversores privados y las reparticiones públicas”, explicó. 

Y en este sentido, el intendente de Paraná, Adán Bahl anunció casi a la par que salió la reglamentación, que la capital entrerriana construirá un parque fotovoltaico de 10,6 MW, el cual será financiado con fondos municipales y de ese modo se convertirá en el primer municipio productor de energías renovables de la Provincia. 

“Es un paso gigante para Paraná, tanto en términos ambientales como productivos”, afirmó el intendente durante la inauguración de un nuevo período de sesiones del Concejo Deliberante. 

Con fecha 3 de marzo, la Comisión Nacional de Energía (CNE), a través de la Resolución Exenta N° 85 de 2023, emitió el Informe Técnico Preliminar que contiene el Plan de Expansión Anual de la Transmisión para el Sistema Eléctrico Nacional, correspondiente al año 2022, el cual contempla un total de 63 obras de expansión, cuya inversión asciende a un total aproximado de US$1.527 millones.

Este documento preliminar marca el inicio de la etapa final del plan 2022, que comenzó a inicios del año pasado, con la recepción de propuestas por parte de empresas y del Coordinador Eléctrico Nacional, cumpliendo con lo mandatado en la Ley General de Servicios Eléctricos.

En el caso del Sistema de Transmisión Nacional, el Informe Técnico Preliminar presenta un total de 24 obras de expansión, cuya inversión asciende a un total aproximado de US$1.116 millones, de las cuales 17 son ampliaciones de instalaciones existentes, por un monto de US$252 millones aproximadamente, y 7 corresponden a obras nuevas, por un total de US$864 millones aproximadamente.

Respecto a los sistemas de transmisión zonal, se presenta un total de 39 obras de expansión, cuya inversión asciende a un total aproximado de US$411 millones, de las cuales 25 son ampliaciones de instalaciones existentes, por un monto de US$137 millones aproximadamente, y 14 corresponden a obras nuevas, por un total de US$274 millones aproximadamente.

Se estima que las obras contenidas en el presente informe iniciarán su construcción a partir del primer semestre de 2025.

Principales obras

Las principales obras que se contemplan dentro del Informe Técnico Preliminar son:

Nueva Línea 2×500 kV Entre Ríos – Digüeñes, Nueva S/E Digüeñes y Nueva Línea 2×500 kV Digüeñes – Nueva Pichirropulli, que viene a reemplazar las obras de 500 kV del decreto 4/2019 entre las subestaciones Entre Ríos, Rio Malleco, Ciruelos y Pichirropulli, que permite completar el sistema de 500 kV hasta Puerto Montt y con ello el tránsito de grandes volúmenes de energía desde y hacia el sur del país.
Energización en 500 kV de línea 2×220 kV Nueva Pichirropulli – Tineo, que permite el tránsito de grandes volúmenes de energía desde y hacia el sur del país.
Nuevo sistema de compensación reactiva mediante condensadores sincrónicos: incorpora los requerimientos de infraestructura para mantener adecuados niveles de seguridad de servicio futuros, apoyando la fortaleza de red en el norte grande del sistema.
Nueva S/E Patagual, que apoya la seguridad de abastecimiento del Gran Concepción, aportando a la resiliencia de la zona.
Tendido segundo circuito línea 2×500 kV Ancoa – Charrúa, que aumenta la capacidad de transmisión hacia el centro del país.
Nuevas SS/EE de transmisión zonal: Margarita, Olmué y Montemar (Valparaíso), Lo Campino (RM), Claudio Arrau, Talcahuano Sur, Schwager y Vado Pedregoso (Concepción), Rukapillán y Padre Pancho (Araucanía), Calafquén (Los Ríos). Estas obras permiten el abastecimiento de la demanda en las distintas localidades para todo el horizonte de planificación, esto es al menos hasta año 2042.

El Secretario Ejecutivo (S) de la CNE, Deninson Fuentes del Campo, destacó el trabajo realizado, precisando que las obras contribuirán a fortalecer la infraestructura eléctrica del Sistema Eléctrico Nacional, “en el actual contexto de incorporación masivas de energías renovables, siendo un aporte esencial para el proceso de descarbonización”.

Tras la publicación de este documento preliminar, la CNE recibirá observaciones por parte de los interesados para posteriormente publicar el Informe Final, el que podrá ser sometido a discrepancias por parte de los mismos interesados ante el Panel de Expertos.

Con alrededor de 70 participantes se llevó a cabo la sesión introductoria del taller de “Priorización de aplicaciones de H2V en Chile para orientar acciones público-privada», un ciclo de cinco sesiones de trabajo, organizado por la Asociación Chilena de Hidrógeno (H2 Chile), en la cual se busca conocer la visión de la industria, a través del diálogo con los asociados del gremio del hidrógeno,  con respecto a la propuesta de aplicaciones que está trabajando la Comisión 7 del Comité para el Desarrollo del H2V, conformada por el Ministerio de Energía, Ministerio de Economía y CORFO.

La actividad -que se desarrollará en formato híbrido, virtual y presencial- busca recoger la opinión de los socios y socias del gremio del H2V en Chile sobre este vector energético respecto a las potenciales aplicaciones en donde el hidrógeno podría participar en el mediano plazo, junto a la priorización de éstas bajo distintos criterios en el contexto local y la agenda público-privada.

La sesión introductoria, realizada el miércoles 1 de marzo, contó con la participación del director ejecutivo de H2 Chile, Marcos Kulka, quien sostuvo que “dentro de la amplia industria del hidrógeno hay aplicaciones que serán mucho más eficientes y más rápidas de implementar, dependiendo de los objetivos que nos tracemos y de las áreas de la industria que se quieran abordar en primera instancia. Considerando esto, es fundamental que discutamos y hagamos el ejercicio de identificar cuáles son las aplicaciones en donde debiésemos concentrar los esfuerzos en el mediano y largo plazo”.

Dentro de la conversación entre el Comité de CORFO para el impulso del H2V y los socios de H2 Chile se identificaron las principales aplicaciones para el desarrollo de proyectos de H2V en el país, entre las que se destacan: transporte, industria, calor y energía residencial, materia prima para la industria.

Entre los criterios utilizados para la priorización de las aplicaciones, basados en el contexto local de Chile, se encuentran -entre otros- infraestructura, capacidades humanas y competitividad en costos. Otro de los puntos relevantes en consideración se centra en las ventajas comparativas de Chile en comparación al resto del mundo. En ese sentido, contar con la Estrategia Nacional de Hidrógeno, sumado, por ejemplo, a la Estrategia Nacional de Almacenamiento y Electromovilidad, abre una gran oportunidad para este nuevo sector, ya que genera una regulación habilitante para el impulso y desarrollo de este energético.

Se espera que la información recopilada a través de este taller con la industria sirva como insumo para el trabajo de la Comisión 7 del Comité para el Desarrollo del H2V en la evaluación de instrumentos u otros mecanismos de apoyo y que contribuyan con el desarrollo e implementación óptima del hidrógeno verde en Chile.

Inicia la cuenta regresiva para el próximo megaevento de Future Energy Summit. El sector de las energías renovables se reunirá este 29 y 30 de marzo, en los salones de conferencias del Hotel Intercontinental Real de la ciudad de Santo Domingo.

Empresas de prestigio asistirán a esta entrega denominada “Latam Future Energy: Mexico, Central America And The Caribbean Renewable Energy Summit”. Tal es el caso de fabricantes líderes en energía solar que se destacan en el ámbito local e internacional como Astronergy, Ennova, Growatt, Huawei Digital Power, Longi, JA Solar, Jinko Solar, Risen, S-5!, Solis, Sungrow y Trina Solar.

El escenario elegido para el megaevento se destaca por las oportunidades manifiestas para tecnología fotovoltaica en los distintos segmentos del mercado.

Si bien, República Dominicana registra apenas 405,48 MW correspondientes a ocho centrales de energía solar fotovoltaica instaladas en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), las concesiones definitivas otorgadas en años precedentes han dotado de una nueva dinámica al mercado que se presta a dar lugar a nuevos proyectos de generación.

Sólo durante 2022 se otorgaron concesiones a 645,3 MWn de capacidad a instalar, de los cuales, 638,3 MWn corresponden a capacidad solar fotovoltaica. Aquella cifra supera lo logrado durante el 2021, donde los proyectos para generación eléctrica con concesión definitiva sumaron 563,6 MW.

Future Energy Summit ofrecerá el espacio oportuno para analizar el estado de la energía solar fotovoltaica, nuevos desarrollos y soluciones tecnológicas en este y otros mercados de la región.

Es por ello que referentes empresarios participarán de este megaevento con dos jornadas de debate de alto nivel que además brindará espacios de networking para explorar sinergias y cerrar negocios.

Entre los destacados ponentes que contará este evento, los fabricantes del sector solar fotovoltaico han confirmado a:

Gonzalo Feito – Andean, Caribbean and Mexico Regional Head – Sungrow 

Hancel Marte – Solution and Sales Manager – Huawei Digital Power 

Victoria Sandoval – Sales Manager Mexico – JA Solar

Marco Ricci – Latam Sales Manager – Solis

Eduardo Solís – Marketing Manager LATAM – Growatt

Eduardo Ventura – Sales Manager México, Central America & Caribbean – Risen

Ricardo Palacios – Gerente de Ventas para Centroamérica y Caribe – Jinko Solar

Oliver Quintero  – Key Account Manager  – Sungrow

Juan Rodriguez Benavides – Solar & Storage Director – Huawei Digital Power 

Victor Sobarzo – Senior Manager, Business Development – JA Solar 

Sergio Rodríguez – Service Manager Latinoamérica – Solis 

Rafael Burgos – CEO – Ennova

El pasado 28 de febrero se publicó en el Diario Oficial de la Federación (DOF), el acuerdo en el que la Comisión Reguladora de Energía (CRE) reanuda plazos y términos legales.

Ese mismo día la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (CONAMER) aprobó la medida por lo que entró en vigor a partir de marzo del 2023.

En total los folios serán asignados conforme a lo siguiente: 50 al mes en materia de hidrocarburos, 15 de electricidad y 120 en pre registros. Según la resolución, el número de atención de trámites mensuales podrá incrementarse una vez que se atienda la totalidad de los asuntos que se refieren la acción primera.

En este marco, ejecutivos Admonitor, firma especializada en dar transparencia sobre el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), confían a Energía Estratégica: “Previo a este comunicado, estaba todo parado, a pesar de recibir solicitudes no se tenía certidumbre en el tiempo de resolución. Entonces, es un avance, pero nuevamente la regulación se queda corta y su alcance es insuficiente”.

“Es una muestra de que la CRE tiene que emitir este tipo de regulaciones, pero carecen de robustez todavía. Específicamente para la reanudación de plazos: el acuerdo que se publicó queda distante de lo que el sector requiere”, argumentan.

Golpeados en los últimos años por demoras en los permisos por parte de la CRE y la cancelación de subastas para proyectos de energías limpias, el sector privado ve el acuerdo como una buena noticia, pero con muchos asegunes.

En tanto, los expertos de Admonitor comentan: “La resolución debería llevar un transitorio que indique los tiempos que se tomará la Comisión Reguladora de Energía para desahogar todas las solicitudes que tiene en la mesa hoy en día”.

“La CRE no confirmó qué pasará con todas las solicitudes que se emitieron en la pandemia.  Estas quedaron inciertas y pueden tardar años”, aseveran.

En este sentido, afirman que no hay transparencia desde el órgano regulador: “A pesar de que la medida es clara en cómo se debe evaluar, el dictamen es incierto. El instrumento, solo da certeza del número de solicitudes que se van a ingresar, pero los criterios de evaluación siguen siendo poco nítidos. La CRE emite solo un dictamen de rechazo o aprobación sin dar suficiente sustento de los parámetros analizados”.

Ayer se produjo un suceso clave para el sector energético colombiano. El Consejo de Estado suspendió de forma provisional del Decreto 227 con el cual el Presidente de Colombia quiere reasumir las funciones de las Comisiones de Regulación de los servicios públicos, como el de energía y gas.

Se trata de una medida relevante para el sector de las energías renovables, sobre todo de la autogeneración, ya que la intervención tarifaria aplicada indiscriminadamente podría generar desincentivos en esta actividad, como ocurre en Argentina.



¿Qué implicancias tendrá ello? En una entrevista para Energía Estratégica, Hemberth Suárez Lozano, Socio fundador de OGE Legal Services, analiza el estado de situación.

¿Qué efectos tiene esta decisión?

Muchos y todos positivos.

Tiene un efecto de seguridad jurídica y confianza para el inversionista. Una vez más está claro que Colombia es un País en el qué hay buenas señales para invertir. Esta decisión es una muestra de ello y es muestra de independencia entre el Gobierno y el poder Judicial.

Tiene un efecto jurídico y es que el Presidente no puede asumir las funciones de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, hasta tanto no se adopte una decisión final por parte del Consejo de Estado.

Lo digo con ahínco, el Presidente Gustavo Petro no podrá expedir resoluciones para modificar las reglas del Mercado de Energía Mayorista.

¿Qué apartes le parece relevante de esta decisión?

Que el Decreto expedido por el Presidente de Colombia es contrario a la Constitución Política, aunque sea preliminarmente, pero es inconstitucional.

También merece destacarse que la decisión indicó que al primer mandatario de la Nación no le es posible reasumir unas funciones que no le han sido conferidas expresamente por el ordenamiento jurídico.

¿Desde OGE creen que la decisión definitiva será diferente, es decir, que el Decreto sí permita al Presidente reasumir funciones de la CREG?

Apuesto a que el Decreto será declarado inconstitucional. De eso estoy seguro en un 100%.

¿Entonces los inversionistas pueden estar tranquilos para participar en la subasta y en el mercado Colombiano?

Un rotundo sí. Hagan una debida diligencia regulatoria e inviertan en Colombia y en la Transición Energética.

El gobierno nacional informó que el incendio de unos pastizales debajo de tres líneas de transmisión de 500 kV a pocos kilómetros de General Rodríguez (Buenos Aires) y la salida de aproximadamente 10000 MW de capacidad del sistema eléctrico fue lo que provocó el gigantesco apagón que dejó sin luz a más de cinco millones de hogares, industrias y comercios.

Incluso, el ministro de Economía, Sergio Massa, denunció el hecho que dejó de manifiesto la falta de inversión en redes de transmisión en el país y la necesidad de robustecer el sistema y descentralizar la oferta de generación. 

“No es normal que haya dos apagones en menos de 5 años y eso significa que hay un problema grave de lo que se había dicho tras lo acontecido en 2019. Es obvio que con mayor inversión y redundancia de líneas, esa potencia que se desconectó, encontrarían por dónde ir y no habría un colapso”, afirmó Paulo Farina, ex subsecretario de Energía Eléctrica, en conversación con Energía Estratégica. 

“Tenemos un problema de fondo, que una inversión resolvería, pero no es tan lineal, ya que se debe traer la generación principalmente al consumo de Buenos Aires, provincia que está sobrecargada. Es decir que si se cae una línea, no sólo se podrían sacar solamente 1000 MW, sino que se recalientan las estaciones transformadoras y en realidad se deben quitar 3000 MW y allí es un efecto en cadena”, agregó. 

En otras palabras, bajo la mirada del especialista, tanto la sobrecarga del anillo del AMBA, la falta de líneas “para que haya redundancia” y que las reservas se encuentren en el mismo lugar donde está la generación, son tres cuestiones que podrían haber afectado aún más al problema generado por la quema de pastizales debajo de las tres líneas de transmisión de extra alta tensión. 

¿Cómo resolverlo? Una de las posibilidades para no volver a afrontar una situación similar, más allá de las inversiones en infraestructura de transporte eléctrico, resultaría un mayor fomento a la generación distribuida. 

“Servirá todo lo que evite la concentración de oferta en una sola ruta hacia la demanda, y obviamente que la generación distribuida es un ejemplo de ello”, manifestó. 

Córdoba analiza otras alternativas a futuro

El ministro de Servicios Públicos de Córdoba, Fabián López, le solicitó a la Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) que elabore un informe de factibilidad técnico – económica, y de corresponder, una propuesta para que la provincia pueda funcionar total o parcialmente en modo isla en pos de disminuir o evitar el impacto energético ante la ocurrencia de un evento similar en el futuro. 

“El sistema de distribución eléctrico provincial se vio afectado por causas ajenas al mismo. Por lo que se le pidió a EPEC, como agente del mercado eléctrico mayorista, que estudie si es posible y a qué costo, teniendo en cuenta que EPEC genera, transporta y distribuye y que hay otros privados que generan e inyectan a la red, con muchas renovables”, detalló en diálogo con este portal de noticias. 

“Debería estar para la semana que viene, que diga si es factible siempre y cuando se tengan en cuenta y se realicen ciertas acciones que llevan un cierto monto de inversión. Y si cierra, iremos a la elaboración de la propuesta de cómo instrumentarlo”, amplió. 

En el ámbito privado siguen de cerca las actualizaciones del proceso de licitación LPI N° 100-010-2021 que busca la contratación de 450 MW a precios competitivos, a largo plazo y bajo un BOT (Build, Operate and Transfer) con la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).

A dos meses de publicados los Términos de Referencia para la Elaboración de las Bases de esta Licitación continúan algunos interrogantes sobre las ofertas de Capacidad Firme y Energía que se podrán realizar y su correspondencia con la política actual.

“El plan de gobierno decía que iban a buscar soberanía energética; o sea, tratar de utilizar los insumos internos del país para producir la energía que necesitábamos. Pero estoy viendo con un poco de tristeza y de frustración, que los términos de referencia que emitieron recientemente más bien orientan todo hacia energía derivada de productos térmicos, ya sea gas, diésel o búnker”, advirtió Eduardo Facusse, presidente de la Cámara de Comercio e Industrias de Cortés (CCIC).

En conversación con Energía Estratégica, el titular del CCIC valoró que si bien sería un atino el limitar de esta convocatoria a las ofertas provenientes de centrales a carbón, también se podría desplazar a las energías renovables al preparar una convocatoria exclusivamente para participantes que puedan ofrecer potencia firme, ya que se excluiría a la gran mayoría de fuentes renovables a disposición en Honduras y, al ser discriminadas, se reduciría el número de potenciales oferentes, lo que a su vez podría repercutir en obtener los mejores precios del mercado.

“Indirectamente se podría estar dejando a un lado la participación de energías renovables y tenemos muchos insumos para seguir aprovechándola localmente”, consideró Facusse.  

Y agregó: “que se esté escogiendo potencia firme y energía puede llevar a que se continúe incrementando la importación de combustibles contaminantes para centrales térmicas firmes, en vez de generarla internamente con alternativas renovables. Eso me entristece mucho y realmente no va de la mano con el discurso político que nos vendieron”.

Por lo pronto, desde la actual administración de gobierno, órgano regulador y empresa eléctrica estatal no han anunciado el lanzamiento oficial de esta licitación de 450 MW, ni cambios a las Bases respecto a los Términos de Referencia.

Lo que sí han comunicado desde el sector público es que están avanzando en proyectos junto a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) paralelamente al proceso de licitación de 450 MW.

Tal es así que, recientemente anunciaron junto a Total Eren la firma de un contrato PPA para el suministro de energía eléctrica a partir del proyecto eólico “San Marcos” de 112 MW (ver más).

En lo que respecta a solar fotovoltaica, la ENEE a través del Fosode estaría finalizando la primera etapa de una planta solar híbrida de 1.2 MW en la isla de Guanaja.

Y finalmente en hidroeléctrica estarán realizando la actualización de estudios para las represas de Los Llanitos y Jicatuyo, que podrían alcanzar los 300 MW de capacidad a instalar.

La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil trabaja en una convocatoria pública destinada a la innovación en proyectos estratégicos de hidrógeno verde que involucre a diversos sectores y entidades interesadas. 

El llamado tendrá por objetivo conocer los impactos en el sector eléctrico y sus externalidades, identificar las oportunidades para dicho segmento, proponer mejoras regulatorias, el desarrollo de tecnología y soluciones nacionales, la creación de nuevos negocios y redes locales de innovación de H2V y el propio avance en la certificación de dicho vector en el país. 

Los proyectos se podrán concretar en un plazo máximo de 48 meses, prorrogable por un año, y habrá posibilidades de trabajo. La primera estará enfocada en el avance de partes, componentes o prototipos de equipamiento requerido, en tanto que la segunda oportunidad se dará para plantas piloto de hidrógeno verde. 

“Este último caso podrá ser a partir de la propia producción de hidrógeno renovable o la contratación de energía limpia para la generación de dicho vector”, explicó Paulo Luciano de Carvalho, superintendente de investigación, desarrollo y eficiencia energética de la entidad. 

Grupo liderado por Brasil establecerá requisitos para certificación de hidrógeno a nivel internacional

¿Cuándo se lanzará la convocatoria? “Depende de ANEEL publicar el aviso con las definiciones, los lineamientos y los parámetros de evaluación inicial para la aprobación y ejecución de los proyectos” aseguró el especialista. 

Aunque se espera que en marzo se abra una consulta pública con los lineamientos y el aviso público para poder elaborar el llamado estratégico, el cual se prevé que esté aprobado y publicado en junio de este año. 

Mientras que la presentación y evaluación de propuestas será hasta septiembre y la aprobación de las mismas se dará a mediados de noviembre, según explicó Paulo Luciano de Carvalho. 

Los pasos del H2V en Brasil

Días atrás Río Grande do Sul lanzó su estrategia estatal de hidrógeno verde, con la que se estima alcanzar más de 100 GW renovables instalados en los próximos años y que los costos para la producción del H2V ronden de 2,1 a 3,4 USD/kg.

Pero ella no es la única iniciativa, ya que desde el sector privado también se han dado diversos hitos en el país, a tal punto que a nivel nacional existen 26 proyectos de hidrógeno, de los cuales 17 ya se encuentran en ejecución y 9 concluidos, que entre otros representan inversiones de más de 200 millones de reales (media de 7 millones por proyecto), según detallaron desde ANEEL. 

Incluso, a fines de diciembre, la empresa EDP produjo su primera molécula de hidrógeno de origen renovable en su planta de producción de São Gonçalo do Amarante, Ceará, en el noreste de Brasil.

Mientras que a futuro, la consultora Roland Berger pronosticó un potencial de R$ 100 mil millones para dicho sector y señaló que el el país podrá ser uno de los grandes jugadores a nivel mundial, pero que necesitará añadir 70 GW de electrólisis y 170 GW de capacidad renovable, además de incentivos para la producción.

Dichas Obligaciones se encuentran denominadas en dólares estadounidenses, y serán integradas en pesos al tipo de cambio de integración, con una tasa de interés fija a licitar de forma trimestral, bullet, para la ON Clase 2, y semestral para la Clase 3, pagaderas en pesos al tipo de cambio aplicable. Las mismas se encuentran listadas en el Panel de Bonos SVS de Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA) y Mercado Abierto Electrónico (MAE).

En el 2022, 360Energy lanzó su primera Obligación Negociable Verde por USD 20 millones a una tasa del 1,25% y recibió ofertas por casi el doble de este monto. Este año, la empresa va por más y redobla su compromiso con la transición hacia un escenario energético cada vez más diversificado y con mayor participación de la energía solar fotovoltaica.

Los fondos obtenidos serán destinados a financiar la construcción del Parque Solar Fotovoltaico La Rioja II, el cual se estima generará 230GWh/año una vez comenzada su operación, constituyéndose como el Parque Solar más grande de la empresa.

Este proyecto consolida el rol protagónico de 360Energy en la industria. Al respecto, Cecilia Dragonetti, CFO de la compañía afirma: “Estamos comprometidos con la transición energética del país y tras una primer colocación muy exitosa, vamos por una segunda que alienta la inversión en energías renovables, uno de los sectores de mayor potencial y crecimiento en Argentina y el mundo”

360Energy posee más de 10 años de trayectoria en la industria de la energía solar fotovoltaica. Es una compañía que integra el desarrollo, construcción, operación y mantenimiento de parques solares, y la comercialización de energía renovable.

Actualmente, cuenta con 8 parques solares propios en las provincias de San Juan, La Rioja y Catamarca por una potencia de más de 100MWp y se encuentra construyendo el primer parque solar de la empresa YPF Luz en la provincia de San Juan. Además, presenta más de 197MWp (167MWac) adjudicados con prioridad de despacho y un importante pipeline de proyectos en desarrollo.

El Grupo Neoelectra continúa creciendo en Chile como partner energético global tras la creación de Neoelectra Energía Chile, unidad de negocio que arranca este 2023 con la firma dos PPA´s, tras haberse adjudicado la licitación de la Compañía Chilena de Fósforos (CCF), para suministrarle 7,8 GWh al año de energía eléctrica durante seis años (periodo 2023-2029).

A lo que se suma la adjudicación de la licitación de energía eléctrica de la Universidad de Las Américas (UDLA), para suministrarle 1,8 GWh al año a dos de sus sedes ubicadas en Santiago Centro y en Providencia (Región Metropolitana) durante el periodo 2023-2028.

Ambas operaciones implican un incremento del 15% en la cartera de la comercializadora de electricidad en Chile, que actualmente engloba el suministro de 74,6 GWh/año de electricidad. El objetivo es alcanzar los 110 GWh/año de cara al 2024, según el Plan Estratégico & Desarrollo Corporativo de Neoelectra, lo que supondrá un 25% del negocio del Grupo en el país.

“La adjudicación de ambos PPA´s se enmarcan en una propuesta energética integral, con contratos de energía eléctrica a largo plazo. En el caso de la Compañía Chilena de Fósforos tenemos perspectivas para desarrollar proyectos enfocados en mejorar la eficiencia energética de la fábrica, con el objetivo de aumentar su eficiencia de energía eléctrica y térmica”, explica Eduardo Rodríguez Sepúlveda, Business Manager de Neoelectra Energía Chile.

Añadiendo que “nuestra propuesta cobra especial valor para la industria, en el contexto de los requisitos que exige la Ley de Eficiencia Energética, el número actual de clientes libres y la futura implementación de la Ley de Portabilidad, a los que ofrecemos un amplio abanico de soluciones energéticas sostenibles y renovables, con la garantía que nos da ser parte de un Grupo con más de 20 años de experiencia en el mercado, como partner de clientes industriales que apuestan por la eficiencia energética”.

En este contexto, Eduardo Rodríguez destaca que “los acuerdos de largo plazo contribuyen a asegurar un suministro energético estable a los clientes que forman parte del régimen libre, a los que Neoelectra ofrece precios competitivos, condiciones favorables respecto al mercado con una atención preferencial ajustada a sus necesidades”.

A raíz de las condiciones actuales que están afectando al mercado eléctrico chileno, el Business Manager de Neoelectra Energía Chile recomienda a los clientes del régimen libre, mirar con meses de anticipación las ofertas para renovar contratos para así poder conseguir las mejores condiciones”. 

La comercializadora 

Al igual que en la Península Ibérica el modelo de Business Intelligence que está implementando Neoelectra en Chile es el mismo de España, a nivel de partner energético global para industriales.

A los que suministra servicios de alta eficiencia energética para conseguir mejores rendimientos, reducciones de costes e incrementos de beneficios en los procesos que conllevan altos consumos energéticos (electro-intensivos), en sectores como la alimentación, química, farmacéutico, azulejero, entre otros. Lo que cobra especial relevancia en el contexto actual debido a la elevada volatilidad de precios.

“Neoelectra Chile ofrece suministro eléctrico altamente competitivo a clientes de mercado libre desde Arica a Castro con una oferta muy completa, ya que además de suministro eléctrico y servicios industriales para activos energéticos, contamos con capital propio para la ejecución de proyectos. Sumado a un amplio expertise en eficiencia energética, auditoría, Operación y Mantenimiento y energías renovables, proporcionando un servicio 360º a clientes industriales”, destaca Marcos Pérez, Country Manager de Neoelectra Chile.

Recordemos que en marzo de 2022, a solo cinco años de su llegada al país, Grupo Neoelectra decidió reforzar su oferta de servicios energéticos en Chile, con el lanzamiento de su propia comercializadora de energía eléctrica para clientes industriales, pertenecientes a sectores como la alimentación, la química, los procesados, el farmacéutico o los electro-intensivos.

“En paralelo, contamos con Energika Conade, nuestra filial de servicios industriales para activos energéticos, con una oferta integral de servicios que ofrece capital propio para la ejecución de proyectos, además de expertise en materia de eficiencia energética, auditoría, operación y mantenimiento, introducción de energías renovables, proporcionando un servicio 360º a clientes industriales”, argumenta Marcos Pérez Mayoral.

Un Business Manager con un gran recorrido 

El desarrollo y crecimiento de la comercializadora cuenta con el Know How de Eduardo Rodríguez Sepúlveda, Business Manager, responsable de abrirse paso en el mercado chileno. De profesión Ingeniero Civil Eléctrico egresado de la Universidad de Chile, diplomado en Mercados Eléctricos del Futuro y su Regulación, ha desarrollado su carrera en compañías como Atria Energía, Enel o IMELSA.

“La puesta en marcha de la comercializadora de Neoelectra Energía en Chile es un gran desafío. Sin duda, un reto con un gran potencial de crecimiento para aportar una mejora sustancial a los contratos de suministro de energía eléctrica de clientes industriales”, explica Rodríguez Sepúlveda.

Compañía Chilena de Fósforos  

Empresa chilena fundada en 1913, encargada de desarrollar productos sustentables con insumos de alta calidad para uso cotidiano como fósforos, cubiertos de madera, iniciadores de fuego, productos para el hogar y calefacción, además de frutas de exportación (arándanos, cerezas, manzanas y vides). La compañía trabaja en base a sus propios bosques, creando productos que se obtienen de plantaciones sustentables certificadas. Actualmente a nivel forestal tienen certificación FSC y en cuanto al consorcio de agricultura, Rainforest Alliance.

Ambas certificaciones internacionales supervisan el trabajo anual que desempeña la compañía, alineada a una visión de vanguardia y compromiso tanto con el medioambiente como con el entorno. Hoy en día todas sus filiales trabajan alineadas en fomentar la sustentabilidad, a través de un manejo responsable de sus bosques. Conoce más acerca de CCF en www.fosforos.cl

Universidad de Las Américas 

Es una corporación privada, sin fines de lucro, fundada en 1988 y que obtuvo su autonomía en 1997. Con más de 34 años de vida, la institución tiene 7 campus distribuidos en sus sedes de: Santiago, Viña del Mar y Concepción.

Su comunidad está conformada por 26 mil estudiantes, 64 mil egresados, 3 mil académicos y docentes, más 500 personas en su planta administrativa. Desde septiembre de 2020 forma parte de la Fundación Educación y Cultura. UDLA Es una universidad pluralista, inclusiva, laica y responsable que abre oportunidades de acceso a la educación superior.

Neoelectra Chile 

“Desde la llegada del Grupo al país en 2017, el crecimiento de Neoelectra Chile ha sido exponencial. En solo cinco años ha adquirido un activo de cogeneración a biomasa que suministra vapor y energía eléctrica a Masisa (Cabrero), en 2021 terminó de adquirir el 100% de las acciones de Energika Conade, filial de servicios industriales para activos energéticos y durante el 2022 lanzó la comercializadora de energía eléctrica para clientes industriales, replicando el modelo de la comercializadora de España.

De acuerdo al plan estratégico de la compañía, los próximos pasos están enfocados hacia las energías renovables y a la adquisición de nuevos activos, explica Antonio Cortés Ruiz, CEO y Consejero Delegado de Grupo Neoelectra. 

EDP aumenta su ambición de liderar la transición energética impulsando aún más su plan de inversiones y sus objetivos en el Plan de Negocio actualizado 23-26, que se presentó ayer en Londres.

En un contexto en el que la emergencia climática y la seguridad del suministro son cada vez más preeminentes, el grupo aumentará su inversión global hasta los 25.000 millones de euros para impulsar las energías renovables, reforzar su posición en las redes eléctricas y apoyar a sus clientes en la transformación hacia un mundo más sostenible.

El Plan de Negocio 23-26 permitirá conseguir los compromisos de EDP de cero emisiones netas y sigue un enfoque selectivo y disciplinado, asignando el 85% de la inversión total a renovables, clientes y gestión de la energía y el 15% a redes eléctricas en mercados de rápido crecimiento y bajo riesgo en 4 polos regionales: Europa (40% del plan de inversión), Norteamérica (40%), Sudamérica (15%) y Asia-Pacífico (5%).

El ritmo de inversión anual de EDP aumentará un 30%, hasta los 6.200 millones de euros, manteniendo un crecimiento sostenible y la excelencia ESG dentro de una organización preparada para el futuro.

«Hoy reforzamos nuestra ambición de liderar la transición energética basados en un portfolio competitivo y sólido, una estructura financiera robusta, un equipo experto y bien preparado la voluntad de contribuir a un mundo con un clima más favorable para las generaciones venideras. Este Plan de Negocio refuerza nuestra ambición de crecimiento, al tiempo que impulsa aún más nuestro compromiso con el planeta y la creación de un valor superior para todos», afirma Miguel Stilwell d’Andrade, Consejero Delegado de EDP.

El plan de inversión combina tecnologías convencionales y emergentes

La eólica terrestre y la solar a escala comercial representarán cada una el 40% del plan de inversión de 21.000 millones en energías renovables, complementado por tecnologías emergentes como la generación solar distribuida (12%), el almacenamiento y el hidrógeno (3%).

La energía eólica marina representará el 5%, con un aumento de la capacidad a través de Ocean Winds, y proporcionará una visibilidad significativa del crecimiento en los próximos 10-15 años. Una combinación diversificada de tecnologías renovables reforzada y respaldada por una cartera hidroeléctrica con un sólido perfil de generación de flujos de caja, que, además, aporta flexibilidad y capacidad de almacenamiento.

En el segmento de redes eléctricas, para el que se compromete un plan de inversión de 4.000 millones de euros, EDP seguirá creciendo y diversificando su cartera, que sirve como estabilizador del grupo.

Los objetivos de negocio actualizados incluyen alcanzar 400.000 kms de líneas de distribución, 9 millones de contadores inteligentes (+500 mil vs. 2022) y 12 millones de puntos de conexión (+2,5 Mn vs. 2022).

El nuevo Plan de Negocio se apoyará en la plataforma comercial para acelerar el crecimiento y la creación de valor, centrándose en una estrategia de oferta de venta cruzada que combina múltiples soluciones para clientes, como generación solar distribuida, PPAs, movilidad eléctrica, servicios, eficiencia energética, flexibilidad de la demanda y almacenamiento.

La innovación y la digitalización seguirán estando en el centro de nuestra estrategia, impulsando el cambio y acelerando la transición energética con una inversión reforzada de 3.000 millones de euros hasta 2026.

Reconocimiento de los objetivos Net zero y 3000 nuevas contrataciones

EDP seguirá allanando el camino para un mañana mejor, en concreto a través de su objetivo de llegar a ser Net zero en 2040 desde todos los puntos de vista y haciendo evolucionar toda la cadena de valor, desde los clientes hasta los proveedores.

Este compromiso ha sido validado recientemente por la Science Based Target Initiative (SBTi), que ha reconocido las mejores prácticas de EDP en materia de acción climática en total consonancia con el objetivo de mitigación de la temperatura de 1,5 ºC basado en la ciencia.

Se trata de un objetivo ambicioso que refuerza el posicionamiento global de EDP en la estrategia ESG y la construcción de un planeta más sostenible. El equipo EDP -formado por más de 13.000 empleados en todo el mundo de 63 nacionalidades diferentes – sostiene, con su empuje y diversidad, los ambiciosos objetivos del grupo.

El Plan de Negocio actualizado prevé 3.000 nuevas contrataciones hasta 2026 y alcanzar los 14.000 empleados, con un 31% de mujeres en puestos de liderazgo, basando la estrategia de talento en la atracción, la experiencia y el desarrollo y renovando su reconocimiento como empleador de primer orden en cada zona de influencia.

EDP seguirá allanando el camino para un mañana mejor, en concreto capacitando a las comunidades para que desempeñen un papel activo en la transición energética, protegiendo el planeta para las generaciones venideras y comprometiendo a sus socios para lograr una transformación impactante.

El grupo invertirá hasta 200 millones de euros en iniciativas de impacto social de aquí a 2026.

Finanzas sólidas con una mejor remuneración al accionista

EDP aprovechará su distintivo modelo de rotación de activos para cristalizar el valor y potenciar aún más el crecimiento.

Tras un historial de rotación de activos de 20.000 millones de euros en la última década, el grupo espera ahora alcanzar los 7.000 millones de euros en ingresos y plusvalías hasta 2026.

Y, al mismo tiempo, sigue plenamente comprometido con un sólido rating BBB que respaldará estructuralmente el ciclo de inversión que se avecina y mantendrá una firme posición de liquidez que cubrirá las necesidades de refinanciación más allá de 2025.

El grupo también se ha comprometido a ofrecer un valor superior a través de un crecimiento sostenido del beneficio por acción (BPA) y una sólida política de dividendos con un suelo cada vez mayor para los accionistas.

Con la previsión de que el beneficio neto recurrente alcance los 1.400-1.500 millones de euros en 2025, el dividendo mínimo por acción (DPS) aumentará gradualmente de 0,19 a 0,20 euros, mientras que el objetivo de pay-out se revisará hasta el 60-70%.

EDP Renewables mejoró su política de dividendos a un ratio de pay-out del 30-50% a través de un scrip dividend que proporciona una remuneración flexible y competitiva a sus accionistas, alineada con el mercado.

Ampliación de capital para apoyar la ambición de crecimiento

Con el objetivo de promover la simplificación de la estructura corporativa, EDP ha anunciado hoy el lanzamiento de una oferta pública de adquisición del 100% de su filial cotizada EDP Brasil, participada en un 56,05%, para adquirir las acciones en manos de los accionistas minoritarios.

Para financiar la OPA, EDP tiene la intención de captar fondos propios, mediante la ampliación de capital social, por un importe de 1.000 millones de euros. El lanzamiento y la realización de esta operación estarán sujetos a las aprobaciones corporativas y al cumplimiento de condiciones de mercado favorables.

EDP ya cuenta con el compromiso de CTG, ADIA y GIC por un importe agregado de hasta 600 millones de euros, sujeto a las condiciones finales del mercado. Se espera que la exclusión de cotización de EDP Brasil concluya en el segundo semestre de 2023.

Brasil es un mercado considerable con sólidos fundamentos y oportunidades de transición energética, en el que EDP seguirá centrándose en las redes y las energías renovables mediante una reorganización de la cartera.

Desde 1995, EDP Brasil ha crecido hasta tener 2 concesiones de distribución de electricidad con 3,8 millones de clientes, líneas de transmisión con más de 2.000 kms y 2GW de capacidad hidroeléctrica. EDP Renewables Brasil, fundada en 2009, tiene 1,1 GW de renovables en operación.

Esta operación reforzará el foco en los segmentos de renovables y redes, con reducción de la exposición a la hidroeléctrica y la salida de la térmica. Simultáneamente, y con el fin de financiar parcialmente su plan de inversión actualizado, EDP Renewables tiene la intención de captar fondos propios y ha firmado un acuerdo de inversión con Lisson Grove Investment Pte Ltd, una filial de GIC Pte Ltd., el fondo soberano de Singapur y uno de los principales inversores mundiales a largo plazo, por el que este último se compromete a suscribir acciones nuevas por valor de unos 1.000 millones de euros en una ampliación de capital.

El compromiso de GIC de suscribir acciones de EDPR estará sujeto a la decisión de EDPR de poner en marcha la operación en el momento oportuno en función de las condiciones del mercado.

Según pudo saber este portal de noticias, de la totalidad de promotores -que han presentado un total de 243 conceptos equivalentes a una capacidad de 56 GW- muchos aún no han recibido notificaciones sobre su estado de asignación de capacidad en la red. Cabe destacar que apenas se adjudicaría una sexta parte: alrededor de 9 GW.

Uno de los conocedores de cómo está avanzando este procedimiento es Hemberth Suárez Lozano, Socio fundador de OGE Legal Services, quien está asesorando a empresas participantes.

En una entrevista para Energía Estratégica, el abogado especialista analiza la situación.

¿Qué está sucediendo con la entrega de informes de concepto de conexión con asignación de capacidad?

Se están notificando gradualmente. Se esperaba que todas las solicitudes fueran notificadas el martes 28 de febrero, pero desde el domingo, y poco a poco, algunos promotores han ido recibiendo respuestas de la UPME.

Con la reciente Circular 19 de 2023 la UPME (VER AL PIE DEL ARTÍCULO) apaciguó las ansias que tenemos todos los que estamos viviendo el procedimiento de asignación de capacidad.

¿En qué sentido se están notificando las respuestas? 

Hemos visto casos en los que se activó la figura del desistimiento, la cual se aplica cuando el solicitante no atendió requerimientos de aclaración por parte de la UPME.

Por otro lado, se han notificado conceptos sin asignación de capacidad. Puede ser que algunos recibieron conceptos con asignación, lo cual es positivo.

Sin embargo, desde nuestro rol de abogados especialistas en regulación de energéticos es más probable que conozcamos primero los casos en los que aplican desistimientos o niegan la asignación, que aquellos casos en los que sí asignan capacidad. Por aquello de la oportunidad de presentar el recurso de reposición.

¿En OGE qué han visto de nuevo en estos conceptos de conexión 2023?

Respuestas acompañadas de un Anexo de “Análisis Técnico” como parte integral de la decisión.

¿Qué esperar de todo este proceso y de las adjudicaciones?

Esperemos que no cambien las reglas. En las respuestas que hemos podido revisar observamos puntos que nos han llamado la atención y extrañamos otros que pensamos iban a ser considerados por la UPME. Ojalá todo salga adecuadamente este jueves 02 de marzo, que es la nueva fecha en que finalizará la notificación de los conceptos.

¿Será necesario que la UPME finalmente prorrogue los plazos del 31 de marzo para la recepción de solicitudes para el 2023?

Sí, definitivamente, lo contrario es forzar a que se presenten solicitudes de asignación con estudios bastantes débiles.

Lo digo porque una vez culminen las notificaciones de los conceptos de conexión, con o sin asignación, se tendría una reconfiguración de la disponibilidad de capacidad, y esa información es vital procesarla con pausa para así elaborar un buen estudio de Conexión. Y, según nos han dicho nuestros amigos ingenieros, 29 días no es el plazo adecuado para elaborar un buen Estudio de Conexión.

¿Qué recomienda tener en cuenta a los promotores que no reciban asignación?

Realizar una revisión desde dos perspectivas, una exclusivamente técnica y otra jurídico-regulatoria. En otras palabras, no quedarse con una sola visión de las decisiones.

– ¿Cuáles son las perspectivas y objetivos para este 2023? 

Actualmente están en construcción 3 grandes parques donde EPSE participa en cooperación con Genneia en Ullum (78 MW) y Tocota (60 MW); también con YPF Luz (100 MW) donde proveemos la conexión al Sistema Interconectado mediante la línea AT de Tocota a Bauchaceta. Además EPSE acaba de firmar un contrato con IMPSA para la construcción de un nuevo parque propio en Ullum (50 MW).

Sin embargo, San Juan ve un techo en las inversiones en grandes plantas solares debido a que se está completando la capacidad de transporte para la evacuación de energía al mercado nacional. 

Si bien es un tema complejo, puesto en palabras simples nuestra agenda considera necesaria una obra muy relevante para San Juan, pero también para Argentina. La conexión Rodeo (San Juan) – La Rioja en 500 kV expandiría las posibilidades de producción a partir de renovables en valores muy significativos. Esto produciría un ciclo de crecimiento de instalaciones de grandes parques de generación como así también de la demanda de los grandes proyectos mineros. Somos muy optimistas respecto del inicio de esta obra.

Una vez iniciada su construcción se debería pensar en el siguiente gran vinculo (en al menos 500kV) el cual parece estar apuntando hacia nodos en el eje San Luis, Córdoba y/o Mendoza ya pensando en la siguiente década.

¿Qué rol puede tomar el almacenamiento de energía?

Como la mayor parte de la generación en la provincia es de origen solar, el poder contar con storage provee claras ventajas respecto de aprovechar más las costosas líneas eléctricas y mejorar la dinámica de la red (sobre todo en cuanto a estabilidad y confiabilidad), un aspecto crucial de los sistemas eléctricos que operan cerca del límite de la capacidad de transporte. 

En cuanto a almacenamiento se ha decidido trabajar con proyectos demostrativos, de pequeña escala, y hacer una base de conocimiento ya que aún no llega al breakeven el retorno de la inversión de un proyecto de escala utility.

El plan dentro de EPSE es estar preparados para lo que viene en materia de almacenamiento de energía con pequeñas aplicaciones dentro de nuestras instalaciones, entender los procesos y ayudar a identificar formas de remunerar la misma. 

– ¿Cómo avanza la construcción de la fábrica de paneles solares? 

Un equipo técnico de Alemania estuvo en la provincia a fines de 2022 y se se definió la modalidad de la instalación y pruebas a realizar para la puesta a punto de la línea de módulos fotovoltaicos, la primera a poner en funcionamiento. 

Se completó el 95% las primeras naves de fabricación que suman 7.800 m2 de instalaciones de alta calidad. Durante 2023 estamos adquiriendo 2 nuevas máquinas para la línea de módulos que nos permitirá pasar desde la puesta en marcha (3er trimestre de 2023) de 71 MWp a 115 MWp de producción anual de paneles. 

– ¿Cómo se mantiene el vínculo con las empresas mineras para que éstas instalen proyectos renovables? ¿Es posible ver proyectos híbridos de esa índole?

El sector minero es muy pujante por estos días y, afortunadamente, es muy relevante el mineral proveniente de yacimientos con exigencias de producción “verde”. Esto ha provocado que los inversores y desarrolladores trabajen con cuidado en el origen de la energía que utilizan para tener una huella inicial de carbono acotada y con planes de descarbonización. 

Habitualmente, EPSE asiste de manera activa en el asesoramiento de los proyectos mineros que requieran soluciones energéticas. 

Actualmente estamos participando en asesoramiento técnico en materia energética y en convocatorias y solicitudes de presupuestos, para la factibilidad de instalaciones del tipo híbrido (grupos electrógenos + paneles solares + almacenamiento en baterías) sobre todo en aquellos proyectos que operan off-grid, como así también en llamados para la provisión mediante PPA de grandes bloques de energía a largo plazo a partir de los parques de EPSE existentes y de nuevos a construirse en función de la demanda.

La Coalición RD 100% Renovable ha notado algunas barreras qué enfrentar para lograr el éxito de su Plan para la instalación masiva de sistemas solares en techos y reducción del subsidio eléctrico en la República Dominicana.

En el documento al que tuvo acceso Energía Estratégica se explica que, para dar lugar a la instalación de unos 600 MWp de capacidad solar sobre techos de viviendas y pequeños comercios, deberían ser resueltas tres principales problemáticas: suministro de medidores eléctricos bidireccionales, complejidad de los requisitos para la aprobación de instalaciones de medición neta por parte de las empresas distribuidoras y las políticas de distribuidoras para la penetración de potencia solar a nivel de circuitos de distribución.

Ahora bien, también plantea ejes de acción para resolver aquello que se advierte. Por el lado del suministro de medidores eléctricos bidireccionales señalan que, de ser necesario, la Coalición RD 100% renovable trabajará con las empresas distribuidoras para importar e incluir en el precio de los sistemas el suministro de medidores bidireccionales.

En el caso de la reducción de los requisitos para la aprobación de instalaciones y de medición neta por parte de las empresas distribuidoras, proponen trabajar con las empresas distribuidoras para preaprobar los diseños de las instalaciones típicas de los sistemas que serán instalados y a partir de allí optimizar la tramitología.

Por otro lado, plantean la necesidad de que las empresas distribuidoras deben flexibilizar sus políticas de penetración de potencia solar a nivel de circuitos de distribución.

Concluyendo, señalan que para que la masificación de energías renovables se dé oportunamente, se requeriría además una intensa estrategia de capacitación, una agresiva estrategia de comunicación, educación y publicidad; así como encontrar estrategias para que todos los usuarios puedan acceder a este tipo de alternativas de generación.

En esa línea, en el caso de indisponibilidad de techos de los usuarios que demandan de 0-400 kWh, proponen trabajar en un proyecto de granjas solares comunitarias en paralelo al plan para la instalación masiva en techos y así garantizar una mayor penetración renovable.

Y finalmente, en el caso de financiamiento aseguran que el proyecto de instalación de sistemas solares en techos es prácticamente autosuficiente. Sin embargo, para poder llevarlo a cabo, se requerirá el pago por adelantado de fondos que por ejemplo normalmente se utilizan para el subsidio a la electricidad y otras partidas.

Así es el plan de la «Coalición RD 100% Renovable» para la instalación masiva de energía solar

Los proyectos tecnológicos impulsados por las energías renovables se han convertido en la meta de muchas empresas innovadoras con base en México.

Nordex, uno de los mayores fabricantes de aerogeneradores a nivel global, lleva más de 15 años en el mercado mexicano, y cuenta con 1.95 GW de capacidad instalada en diferentes estados del país, como Nuevo León, Coahuila, Jalisco, Zacatecas, Oaxaca, Quintana Roo y Tamaulipas, donde posee una planta de fabricación de palas de aerogeneradores que surten no solamente México, sino Estados Unidos y otros mercados de Latinoamérica.

En este marco, el director general de Nordex México, Albert Sunyer Folch, habló con Energía Estratégica y mencionó cuáles son sus objetivos en el corto plazo.

¿Cuál es el balance del 2022 y cuáles son los desafíos y retos para este año?

El 2022 fue difícil porque no ha habido actividad con nuevas subastas o licitaciones, ni oportunidades del sector privado que hayan permitido ofertar nuestros equipos. Sin duda hubo un freno en los últimos años en el mercado, principalmente por los diferentes amparos sometidos a los Tribunales que marcaron en gran medida el foco de atención de las empresas generadoras privadas en el país.

No obstante, iniciamos el 2023 viendo señales positivas, donde varios de nuestros clientes están retomando actividades de desarrollo, lo cual sin duda son las semillas que necesita la industria para proyectar que en 2024 se puedan construir nuevos parques eólicos en el país por parte de privados, más allá de las iniciativas que el gobierno está promoviendo para nuevos parques con la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

Por otro lado, el Gobierno recientemente anunció un acuerdo bilateral con Estados Unidos que plantea la instalación de cuatro nuevos parques eólicos en la región del Istmo de Tehuantepec, en Oaxaca, en el marco de las nuevas inversiones anunciadas para la construcción de 10 parques industriales en esa zona del país.

A su vez, el gobierno deberá definir la estrategia para lograr los compromisos adquiridos en la pasada COP 27 celebrada a finales de 2022 en Egipto. Allí, México se comprometió a metas muy agresivas de reducción de emisiones del 22 al 35% lo cual marca un objetivo de incrementar en 25GW la capacidad instalada de renovables en el país, durante los próximos 8 años. Ambos aspectos, deben marcar una hoja de ruta clara para visualizar un plan hasta 2030, cuyas primeras acciones deben empezar a tomarse este año.

¿Cómo se encuentran en la actualidad en el mercado eólico?

Hoy el mercado no tiene más proyectos en construcción. Nordex está terminando con la última fase para la entrada en operación de un proyecto que finalizó construcción en 2022 en el Estado de Coahuila, de 96 MW, y el mercado mexicano no cuenta con nuevos proyectos con actividad constructiva en este 2023.

De todas formas, lo que sí esperamos ver este año es la entrada en vigencia de algunos parques eólicos ya construidos que no pudieron entrar en operación comercial durante 2022, lo que supondrá un incremento en el porcentaje de energía eólica en el país durante este año.

¿Cómo crece el nivel productivo de sus fábricas en México?

Pocos meses después que inauguramos nuestra planta de fabricación de palas de aerogeneradores en Tamaulipas, debimos realizar obras para la ampliación de las instalaciones por la alta demanda que tuvimos de nuestros productos.

Desde 2019, año en que iniciamos operación, instalamos moldes para fabricación principalmente de palas de aerogeneradores en el segmento de los 3 MW. En la actualidad, ya solamente nos centramos en las palas para productos de nuestra tecnología Delta 4000.

Lo que ha cambiado desde 2019 a la fecha es el destino de nuestras palas. Inicialmente, los productos se destinaban principalmente para el mercado mexicano y norteamericano, pero en la actualidad también fabricamos palas para otros mercados, como por ejemplo, en Latinoamérica, para atender la gran demanda de nuevos proyectos en esa región geográfica.

¿Cuáles son las expectativas en el corto plazo?

Este año tenemos la meta de consolidar nuestra actividad y cartera de proyectos en servicio en México, para asegurar tener una rentabilidad que nos permita gestionar nuestra operación de manera más eficiente.

Adicionalmente, desde México estamos ampliando nuestro alcance geográfico para no solamente llevar las actividades en Centroamérica y el Caribe, sino también en Colombia, donde contamos actualmente con más de 574 MW contratados, y en fase de construcción.

Todo ello, sumado a las señales que hemos visto en el mercado mexicano que pueden suponer el inicio de actividades de venta en este año, marcan nuestro futuro inmediato en el corto plazo en el país y en nuestra región.

¿Cuáles son las novedades de Nordex?

A finales del 2022 anunciamos el nuevo rotor en el segmento de los 6 MW: la N175. Se trata del rotor más grande hasta la fecha lanzado por la compañía, para vientos medios. Este viene a complementar los otros rotores ya lanzados con anterioridad ( la N149, N155 y N163).

De esta forma, se amplía el abanico de alternativas de la empresa para atender y maximizar la generación en cualquier sitio, dependiendo de las condiciones de viento, desde las más bajas hasta las más extremas condiciones que se encuentran en zonas como La Guajira colombiana.

Adicionalmente, tenemos una cartera de torres cada vez más altas, tanto con soluciones de acero u hormigón como híbridas, que nos permiten llegar a alturas de buje de hasta 164 metros.

Andrés Rebolledo, el economista chileno y ex ministro de Energía durante el Gobierno de Chile de Michelle Bachelet (2016-2018), asumió como nuevo secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) para el período 2023-2025.

El ex funcionario del país trasandino sucederá al uruguayo Alfonso Blanco Bonilla, quien deja el puesto en la Organización Latinoamericana de Energía tras dos períodos consecutivos, y aseguró que su gestión estará marcada por “la solidaridad, la justicia y la integración regional” 

“El contexto actual internacional lleno de acechanzas presenta también oportunidades para América Latina y el Caribe. Es una región enormemente privilegiada por su riqueza de recursos naturales, líder en la incorporación de fuentes de energía renovable, con una alta complementariedad entre nuestros países, y una dotación apreciable de capital humano y capacidades institucionales”, sostuvo el nuevo secretario ejecutivo.

Además, dio a conocer su plan de gestión con el cual prevé apoyar aún más la integración regional de forma “pragmática y concreta”, impulsar la seguridad energética, reforzar la agenda energético-climática de la región, promover la innovación y cambio tecnológico y acompañar las propias transiciones hacia fuentes más sustentables. 

Para ello, Rebolledo planteó que será “imprescindible” que se multiplique el diálogo y la cooperación entre los países de Latinoamérica y el Caribe, como también que se renueve el activismo para concretar acuerdos y convenios que permitan mitigar los riesgos y potenciar las posibilidades que surjan en el futuro. 

“Buscaremos apoyar los proyectos de integración energética en la región, establecer un diálogo institucional con el sector privado y fortalecer la estructura de la organización”, manifestó. Y de igual manera, expuso la necesidad de contar con una “decidida” participación de Olade en el debate global energético como portadora de “una voz clara y fuerte de América Latina y el Caribe”. 

Durante los próximos tres años, se trabajará en ejes estratégicos como Complementariedad Energética e Integración Regional; Cooperación Técnica; Seguridad, Acceso y Equidad Energética; Transiciones Energéticas, Carbono Neutralidad, Innovación, Cambios Tecnológicos y Nuevos Energéticos, entre otros.

Más de Rebolledo

El nuevo secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía posee una relevante trayectoria profesional de más de 30 años donde destaca su desempeño como ministro de Energía de Chile en el período 2016-2018 y Presidente de la Empresa Nacional de Petróleo de Chile, Viceministro de Relaciones Económicas Internacionales de Chile, Embajador en Uruguay, Representante ante la ALADI y consultor del Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

Cabe destacar, que, durante su gestión como ministro de Energía en Chile, implementó una transformación del sector energético chileno con la incorporación masiva de energías renovables no convencionales, lo que además permitió desarrollar un marco regulatorio para promover la electromovilidad e introducir tecnologías y fuentes energéticas no exploradas en el país como el hidrógeno verde.

En el marco de una visita coordinada por ACESOL, Asociación Chilena de Energía Solar, y con miras a sumar la tecnología solar a su matriz energética, una delegación de la Asociación Paraguaya de Energía Solar (APES) visitó Chile para conocer su mercado eléctrico y el proceso de transición energética que está viviendo el país, sus características y avances, como también tuvo la posibilidad de visitar la central fotovoltaica Quilapilún, de Atlas Renewable Energy, para conocer en terreno la primera central de gran escala que opera en la Región Metropolitana de Chile.

Durante su visita en Colina, donde se ubica Quilapilún, se destacó el gran potencial solar que tiene Chile, siendo el segundo país con mayor participación de energía solar del mundo y permitió a la delegación paraguaya conocer, recorrer, y tener más antecedentes de la operación y mantenimiento de una central de estas características.

Pablo Zuccolillo, presidente y co-fundador de la Asociación Paraguaya de Energía Solar comentó tras la visita a Chile que “es impresionante el avance que ha tenido el país en términos de desarrollo renovable, los esfuerzos que han llevado adelante y también sus resultados, lo que pudimos conocer de primera fuente con la visita a Quilapilún. Volvemos a nuestro país con mucha información para poder enfrentar con más experiencia y conocimiento el desafío de diversificar la matriz energética de Paraguay y mantenernos como un país líder en energías limpias”.

La planta solar Quilapilún genera 243 GWh al año, abasteciendo alrededor de 110.000 hogares, evitando 100.000 toneladas de CO2 al año, adicionalmente, esta central cuenta con un centro de prueba de nuevas tecnologías, donde actualmente se están poniendo a prueba sistemas de inteligencia artificial. Este laboratorio integrado en la planta, permite probar y monitorear nuevas tecnologías y validar sus reales rendimientos, lo que ha permitido en la actualidad -entre otras cosas- testear más de siete módulos bifaciales de variadas características, con diferentes condiciones de albedo y posiciones de montaje.

Hay que recordar que Paraguay se convirtió recientemente (comienzos de 2022) en el único país del mundo con generación eléctrica 100% renovable, tras la desconexión de su última central térmica, cubriendo en la actualidad, toda su demanda eléctrica con energía hidroeléctrica. El desafío ahora es seguir aprovechando sus recursos y diversificar la matriz energética paraguaya con más tecnologías limpias, como lo es la solar.

República Dominicana recibe este 29 y 30 de marzo un nuevo megaevento de Future Energy Summit (FES), una alianza entre Energía Estratégica e Invest in Latam. 

En esta ocasión, los salones de conferencias del Hotel Intercontinental Real en la ciudad de Santo Domingo, albergarán un debate de alto nivel donde autoridades del sector público participarán activamente.

Este mercado resulta de gran atractivo para el desarrollo de las energías renovables, no sólo por las concesiones definitivas otorgadas durante el año 2022 a 14 proyectos que totalizan 645,3 MWn de capacidad a instalar, sino también por las nuevas inversiones que se apalancarían a partir del lanzamiento de licitaciones para estas alternativas de generación.

Para brindar mayor claridad sobre las oportunidades de negocios en este mercado, Alfonso Rodriguez, viceministro de Ahorro, Eficiencia Energética y Energía Nuclear, confirmó su participación en el megaevento de Future Energy Summit. Así mismo, lo hizo Biviana Riveiro, directora ejecutiva del Centro de Exportación e Inversión de República Dominicana (Prodominicana).

En estos momentos, el país evalúa algunos cambios profundos en el subsector eléctrico (ver más) para que se propicien nuevas convocatorias abiertas e internacionales para energías renovables y se fortalezca al Ministerio de Energía y Minas (MEM).

Pero aquello no sería todo. Desde los órganos reguladores ya preparan modelos de remuneración e incentivos para almacenamiento energético, de modo que este sea complemento perfecto para nuevas inversiones renovables.

Por un lado, desde la Comisión Nacional de Energía (CNE) emitieron dos resoluciones (Res CNE-AD-0003-2023 y Res CNE-AD-0004-2023) destinadas a la inclusión de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica con baterías para los proyectos de energías renovables variables (ERV) y las condiciones particulares para tramitar las solicitudes de concesiones para generación con almacenamiento BESS.

Por su parte, desde la Superintendencia de Electricidad (SIE) estarían analizando cuál sería el modelo de compensación para los bancos de almacenamiento mediante las empresas de transmisión y distribución, cuáles serían los incentivos para brindar a los proyectos y si es preciso exigir un porcentaje de almacenamiento mínimo a nueva capacidad renovable a instalar.

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De allí que, será clave la participación de las máximas autoridades de la CNE y SIE en el megaevento de Future Energy Summit. Mientras que Andrés Astacio, superintendente de Electricidad en República Dominicana brindará una entrevista destacada a Gastón Fenés, director de contenido de FES, destinada a abordar los nuevos reglamentos de Baterías, Servicios Auxiliares y mecanismos de licitación de renovable; Edward Veras, director ejecutivo de la CNE estará participando en el panel denominado “La apuesta renovable de República Dominicana: Visión de Actores Clave”.

La apuesta del gobierno de República Dominicana por la sostenibilidad es cada vez más acentuada y resulta transversal a las distintas actividades productivas y de gobierno. Es por ello, que además desde el Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales y la Dirección General de Contrataciones Públicas publicaron su Política de Compras Verdes que integra a las energías renovables dentro de los criterios de sostenibilidad bajo los que se evaluarán nuevas contrataciones.

Sobre este y otros temas se explayará Milagros De Camps, viceministra de Cambio Climático y Sostenibilidad del Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales (MMARN), quien será otra de las altas figuras del sector público que participarán del megaevento denominado “Latam Future Energy: Mexico, Central America And The Caribbean Renewable Energy Summit”.

ASISTIR

A principios de febrero del corriente año, Darío Morales Figueroa se convirtió en el primer director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energía Solar AG. (ACESOL). Y tras casi un mes de iniciar sus funciones, el especialista con más de 15 años en la industria energética dialogó con Energía Estratégica y dio a conocer los objetivos y retos a afrontar que tendrá en su nuevo cargo. 

– ¿Qué representa para el primer director ejecutivo de ACESOL? 

Sin duda es una gran responsabilidad que asumo con mucho entusiasmo y energía. ACESOL ya tiene 16 años trabajando por el desarrollo de la energía solar en Chile y cuenta con más de 140 socios que día a día buscan aprovechar el tremendo potencial energético que el sol ofrece a lo largo de todo el país. 

Representarlos a ellos y sobre todo, trabajar junto a esta comunidad para que la energía solar sea vista como una herramienta central para mejorar la calidad de vida las personas, es sin duda un gran desafío profesional.

– ¿Qué retos y oportunidades observa en el mercado fotovoltaico y de las renovables en Chile? 

No tenemos que perder de vista que la meta de una economía de cero emisiones es tremendamente ambiciosa y para ello, no sólo debemos avanzar decididamente en tener una matriz eléctrica completamente renovable, que representa el 22% de los usos secundarios de la energía, sino que también debemos tomar acción en el otro 78% de aplicaciones que aún siguen quemando distintos tipos de combustibles. 

Siendo Chile el país con la mejor radiación solar del mundo y teniendo un potencial que nos permite cubrir varias veces nuestras necesidades energéticas, no nos cabe ninguna duda de que la energía solar deberá jugar un rol fundamental.

Desde la perspectiva del sector eléctrico, hasta el momento Chile ha sido capaz de cosechar los frutos tempranos de la transición energética. En pocos años las ERNC pasaron de ser un aporte minoritario a ser la principal fuente de producción de energía eléctrica. 

– ¿Qué se necesita para consolidar y profundizar tales avances? 

Es absolutamente necesario avanzar paralelamente en dos frentes regulatorios: por un lado, debemos pensar una reforma al mercado mayorista de la electricidad para sacarlo de la lógica tradicional hidrotérmica para adaptarlo al sistema eléctrico del futuro que será sin duda 100% renovable. 

Por otro lado, no se puede seguir postergando la reforma al segmento de la distribución que habilite nuevas formas de interacción entre todos los actores. No hay que olvidar que al final del día, el segmento de distribución es el que finalmente lleva la energía eléctrica a las personas y empresas. Sin un segmento de distribución con una regulación moderna, no seremos capaces de traspasar al usuario de manera eficiente lo que se haga aguas arriba en la cadena de valor.

¿Y en qué se enfocará usted y ACESOL a lo largo de este 2023?

Lo más importante es desarrollar una base sólida de miembros de nuestra asociación. Para esto iniciaremos un trabajo muy fuerte que permita entender de mejor manera qué valor estamos entregando a nuestros asociados y a partir de ahí desarrollar nuevas formas para potenciar ese valor agregado. 

Lo segundo, es comenzar un proceso de planificación estratégica que nos permita adaptar a la organización a los nuevos desafíos que enfrentará el sector energía en su conjunto en los próximos años, que no son pocos, tanto desde la perspectiva del sector eléctrico, como desde las oportunidades que ofrece el frío y calor solar. 

Finalmente, queremos establecer una relación de profunda colaboración con todo el ecosistema de la energía en Chile, esto incluye a las autoridades de Gobierno, el Parlamento, la academia y otras asociaciones y organizaciones de la sociedad civil. El desafío que enfrentamos como país en esta materia es demasiado grande como para pensar que solo desde un sector se podrán encontrar todas las soluciones. 

Crecen las expectativas por el proyecto de ley del Poder Ejecutivo de la Nación por el cual se prevé actualizar la vieja Ley N° 26123 (promulgada en 2006) y establecer un régimen de economía del hidrógeno de bajas emisiones en Argentina. 

Tal es así que Gerardo Morales, gobernador de Jujuy, pidió acelerar la entrada de dicha iniciativa en el Congreso y el posterior proceso legislativo correspondiente, en pos de apalancar las inversiones en el país. 

“Estamos parados con la normativa del hidrógeno verde, pero tenemos que tener una buena ley, que genere incentivos. En los próximos diez años, el mundo demandará 100 millones de toneladas de H2V y hay pocos lugares donde se puede producir a costo competitivo y justo Argentina es uno de ellos”, manifestó durante un evento. 

“Argentina puede ser la Arabia Saudita de la producción de hidrógeno verde en toda la Patagonia y generar el kilogramo de H2 a USD 3 cuando cuesta en el mundo USD 9, pero necesitamos la ley”, agregó quien deslizó que será precandidato a presidente de la Nación. 

Y a pesar que ya hay algunos proyectos presentados en las diferentes cámaras del Congreso, la iniciativa que llevan adelante el Ministerio de Economía y la Secretaría de Asuntos Estratégicos fue anunciada hace más de un año, pero hasta el momento no vio la luz en el Poder Legislativo. 

Es decir que existen inversiones en el mencionado vector energético que se encuentran trabadas por la falta de un marco regulatorio, como por ejemplo la de la empresa australiana Fortescue, que en 2021 anunció la construcción de una planta productora de H2V en la localidad de Sierra Grande, provincia de Río Negro, por un total de USD 8400 millones. 

Jujuy analiza el marco normativo para impulsar el hidrógeno verde

Sin embargo, según pudo averiguar Energía Estratégica, el gobierno ultima detalles de su iniciativa y está cerca de presentar un régimen de promoción para el hidrógeno verde, azul y rosa, por un período de 30 años y con foco en la producción local y el desarrollo de fabricantes y proveedores de componentes para dicho sector, ya que se requerirá una integración mínima de contenido nacional de hasta el 50% de los proyectos. 

Asimismo, se plantean beneficios concretos tales como la devolución anticipada del IVA, amortización acelerada del impuesto de las ganancias, compensación de quebranto de ganancias, deducción de la carga financiera del pasivo de cada una de las iniciativas y la exención de impuestos sobre la distribución de dividendos y utilidades. 

La central de H2V que propone Jujuy 

Por otro lado, Morales también dio a conocer que la provincia del norte del país trabaja en un proyecto de hidrógeno verde de aproximadamente 10 GW de capacidad, que “ empezará con 1 GW y, si se da según lo previsto, estará a mitad del corriente este año”.

Ecoener, grupo multinacional de energías renovables, obtuvo en 2022 un beneficio neto de 20,2 millones de euros, lo que supone 3,6 veces más en comparación con los 5,6 millones de euros obtenidos en 2021.

La compañía alcanzó en el pasado ejercicio unos ingresos de 72,9 millones de euros, un 83% más que los 39,9 millones de 2021. El EBITDA ajustado, concepto que mide la calidad de la gestión, se elevó hasta los 44,1 millones de euros, duplicando los 22 millones de euros del ejercicio anterior.

El cash flow operativo fue de 52,5 millones de euros, lo que supone un aumento del 246% respecto a los 15,2 millones de 2021. La inversión en activos superó los 121,4 millones de euros, un 116% más respecto a los 56,2 millones de 2021.

El fundador y presidente de Ecoener, Luis de Valdivia, señaló que, “estos resultados demuestran una buena ejecución del modelo de negocio y consolidan nuestra capacidad de respuesta en un entorno muy exigente”. Y añadió, “Ecoener cierra así un ejercicio récord en el que ha crecido en todos los parámetros de su estrategia de gestión y afronta 2023 con una sólida planificación de desarrollo en mercados diversificados de alta rentabilidad”.

Incremento de la producción

El grupo cerró el pasado ejercicio con una producción de 382 GWh, un 11% más que en 2021. Esta cifra equivale al consumo de una población de más de 95.000 familias y ha evitado la emisión de 200.000 toneladas de Co2 a la atmósfera.

La capacidad de los activos en operación y construcción de Ecoener ha alcanzado los 420 MW. De estos, el 45% se encuentran localizados en España y el 55% en el continente americano. Los activos en producción se componen de 7 centrales hidroeléctricas, 15 parques eólicos y 13 plantas fotovoltaicas. La compañía ronda los 1,5 GW en fase de desarrollo en este momento.

Compromiso ESG

El grupo Ecoener ha reforzado su compromiso social, ambiental y de buen gobierno (ESG) durante 2022. Además de la adhesión del Pacto Mundial de Naciones Unidas, publicó su primera memoria anual de sostenibilidad, que ha sido auditada por la certificadora internacional TÜV SÜD, quien ha verificado que se ha elaborado conforme a las exigencias establecidas en los estándares GRI (Global Reporting Initiative).

En el área de medio ambiente, Ecoener ha sido clave en la estrategia La Gomera 100% Sostenible para la descarbonización de la isla y es pionera en Canarias gracias a la revegetación de 32.000 metros cuadrados de terreno en los que se han plantado casi 3.000 plantas autóctonas del archipiélago.

Dentro de su programa de acción social, durante el último año, la compañía ha impulsado diversos proyectos destinados a fomentar el deporte y las actividades educativas en España, Honduras, República Dominicana o Colombia.

Más sobre Ecoener

Ecoener es el resultado de un proyecto empresarial iniciado hace más de 30 años por Luis de Valdivia, presidente y fundador, con el objetivo de promocionar y desarrollar las energías renovables en España y en otros países del mundo. El 30% del capital de Ecoener cotiza en Bolsa desde el 4 de mayo de 2021.

La salida a Bolsa supuso el respaldo de importantes grupos inversores españoles e internacionales a la estrategia de crecimiento y a la gestión de la empresa.

República Dominicana publicó su Política de Compras Verdes con la intención de promover un gobierno más sostenible. El documento y anexos ya se encuentran disponibles en la web oficial https://comprasverdes.gob.do/

Esta iniciativa encabezada por el Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales y la Dirección General de Contrataciones Públicas, persigue el objetivo de instaurar las bases de las compras verdes en el Sistema Nacional de Contrataciones Públicas y permitir la inclusión de mejores prácticas de adquisiciones, herramientas e instrumentos de gestión de las compras públicas.

En el listado de bienes priorizados por la Política de Compras Verdes se citan especialmente equipos de generación de energía. Así mismo, entre los 13 criterios de sostenibilidad medioambiental que deberán ser aplicados por las instituciones contratantes se mencionan las energías renovables encuentran su lugar entre las primeras consideraciones.

«Reducir el consumo energético o aumentar la eficiencia energética y el uso de energía renovable», reza el sexto criterio de sostenibilidad mencionado.

De esta manera, las contrataciones públicas que se realicen de ahora en más en República Dominicana darán lugar a un mayor consumo de bienes, obras y servicios con menor impacto ambiental por parte de las instituciones del Estado.

“Esta política es una forma concreta en la que el Estado Dominicano puede cumplir su responsabilidad, no sólo con un medio ambiente sano, sino también con una nueva cultura de producción y consumo sostenible que reduzca las externalidades negativas ambientales de los bienes, servicios y obras que contrata”, expresó el director general de Contrataciones Públicas, Carlos Pimentel Florenzán.

Además, se prevé que su implementación genere la dinamización de la producción responsable por parte de los proveedores del Gobierno. En tal sentido, las empresas del sector energético renovable podrán ganar mercado ofreciendo sus soluciones no solo directamente a entidades de gobierno sino también a proveedores del mismo que quieran cumplir con más criterios de sostenibilidad incorporando renovables a la fabricación de sus propios productos o cubriendo energéticamente actividades vinculadas a sus servicios.

El sector privado tendrá gran participación en la antesala de las nuevas convocatorias a contrataciones públicas. La nueva política recomienda que, ante la necesidad de contrataciones complejas como equipos sofisticados, se recurra a la publicación de «Prepliegos» permitiendo que los posibles interesados, del sector renovable o no, puedan realizar aportes y presentar innovaciones en el mercado.

Entre hoy y mañana, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) publicaría una actualización de los proyectos con concepto de conexión con asignación de capacidad del ciclo correspondiente al 2022; “y lo debe hacer ya que recordemos que esta información debe incluirse dentro de los estudios de conexión de las solicitudes que vienen”, indica una fuente experta del sector, consultada por Energía Estratégica.

Cabe recordar que el propio Carlos Correa-Florez, Director General de la UPME, realizó un posteo en su cuenta de LinkedIn informando que hoy vence el plazo para la emisión de conceptos de conexión de proyectos de usuarios finales al STN o STR, y de conexión de generación, cogeneración o autogeneración al SIN. Y que no se moverán los plazos.

Este medio pudo corroborar con dos fuentes del sector que efectivamente el Gobierno está entregando respuestas a los promotores. Pero aquí aparecen algunas quejas (sobre todo de los proyectos rechazados). Señalan que los conceptos están siendo escuetos en las justificaciones.

No obstante, se debe aclarar que la propia UPME advirtió en los talleres de socialización que las respuestas a los conceptos serán estándar y que no expedirán el tipo de justificaciones con la que se emitieron anteriores conceptos.

Esto se debe a que la Subdirección de Energía Eléctrica de la entidad de planeación minero energética ha estado analizando más de 800 solicitudes por más de 56.000 MW. De ellos, se presupone la asignación de una sexta parte: unos 9.000 MW.

“Ya están entregando los conceptos. Definitivamente van a cumplir porque ya lo estuvieron haciendo”, indica un empresario de las renovables consultado por este medio.

Sin embargo, la fuente comenta que se viene un nuevo desafío que será la Fecha de Puesta en Operación (FPO) de proyectos. Algunos sectores están solicitando flexibilidad en cronogramas y entregas de garantías alegando que será tal la cantidad de emprendimientos que van a avanzar en construcción que se requerirá de algo más de tiempo.

Sin embargo desde el Gobierno están dispuestos a mantenerse estrictos, como cumplimiento del proceso de la Resolución 075.

¿Cómo sigue el proceso?

Con la definición de este hito del 28 de febrero, se espera la postergación de la fecha del 31 de marzo para la recepción de solicitudes para el 2023.

Analistas proponen que la UPME extienda por dos meses más esa fecha (hacia fines de mayo) para que los promotores cuenten con información certera sobre cómo quedará el espectro eléctrico luego de la asignación de puntos de conexión correspondiente al 2022.

El gobierno de Río Grande do Sul publicó su estrategia estatal de hidrógeno verde con el cual prevé incrementar su PIB en aproximadamente 62000 millones de reales y más de 40000 nuevos puestos de trabajo. 

De acuerdo al estudio elaborado por la consultora McKinsey & Co, los costos de producción del H2V en Río Grande do Sul varían de 2,1 a 3,4 USD/kg, incluso considerando la entrega para el consumo; en tanto que la demanda doméstica llegaría a las 600.000 toneladas al año hacia el 2040 y el consumo máximo podría alcanzar 2.800.000 de toneladas en dicho año. 

Y entre las principales aplicaciones, se espera que dicho vector sea “clave” en el uso de las refinerías, calefacción industrial, producción de fertilizantes y el transporte por carretera, con foco en la movilidad pesada. 

“El potencial eólico y solar es más estable a lo largo del año que en otros estados del noreste, por lo que la combinación entre ambas fuentes dan una fuente de alimentación más estable que permite tener inversiones en plantas de menor capacidad con un suministro de energía más constante”, sostuvo Sergio Canova, responsable de la región sur de McKinsey & Co. 

“Cuando vemos todas las ubicaciones potenciales, se ve que el número más bajo en el estado se da mediante la configuración mixta entre proyectos on-grid y off-grid”, agregó. 

Por su parte, el gobernador de Río Grande do Sul, Eduardo Leite, manifestó que este estudio técnico permitirá que los inversionistas apuesten por el estado como una de las grandes sedes para instalar planta de generación de hidrógeno verde. 

“Este recurso abre una nueva oportunidad económica. Con el potencial de energía eólica y solar, tenemos una nueva oportunidad de generar riqueza en el estado, además de cumplir con el compromiso ambiental”, continuó. 

Y cabe recordar que de acuerdo a los últimos informes locales, el estado cuenta una matriz eléctrica renovable superior al 80% (sumó 27,6 MW durante el 2022) y se posiciona como la tercera entidad federativa con mayor capacidad instalada en generación distribuida, con 1.950,7 MW, de los cuales 1,9 GW corresponden a sistemas fotovoltaicos, seguido de las mini y micro centrales termoeléctricas (15,8 MW) y plantas hidroeléctricas (3,1 MW). 

Pero a ello se debe agregar que desde el gobierno estatal plantearon que existen “cerca de 100 GW de capacidad renovable mapeada” y locaciones “favorables” para el desarrollo de la cadena productiva del hidrógeno verde, como por ejemplo el Puerto de Río Grande, que cuenta con infraestructura y logística “aptas para su comercialización”. 

Asimismo, el reporte realizado por la consultora internacional destaca que la capacidad solar onshore teórica total instalable es de aproximadamente 100 GW. Mientras que la capacidad total eólica en tierra es de 103 GW y 108 GW en aguas jurisdiccionales del país. 

Ayer se celebró en Barcelona la Cumbre Green ICT de Huawei. Peng Song, presidente de Estrategia y Marketing TIC de Huawei, pronunció un discurso de apertura titulado «Green & Development, Choosing Not to Choose».

En ella, Peng Song señaló que se está produciendo un Big Bang de la inteligencia artificial (IA) y que esta aporta nuevas ventajas y oportunidades a los operadores.

Sin embargo, también recalcó que requiere una mejor infraestructura de TIC, debido a que el mayor ancho de banda y la mayor potencia de cálculo provocan un rápido aumento del consumo de energía de la red.

«El sector de las TIC parece enfrentarse a la difícil disyuntiva de ser ecológico o desarrollarse. Sin embargo, creemos que el sector puede optar por no elegir y, en su lugar, ser ecológico y desarrollarse simultáneamente», declaró Peng Song.

Peng Song aclaró que el desarrollo simultáneo de TIC verdes y TIC es posible si se logra el equilibrio adecuado entre eficiencia energética, utilización de energías renovables y experiencia del usuario. De hecho, en el MWC Barcelona 2023, Huawei presentará soluciones que incorporan este enfoque para allanar el camino hacia el desarrollo ecológico de las redes de infraestructuras TIC.

En términos de eficiencia energética, Huawei aboga por ampliar el enfoque de la mejora de la eficiencia energética de la red a la reducción del consumo absoluto de energía. En escenarios de carga ligera, puede emplearse tecnología de apagado multidimensional para permitir el apagado inteligente en diferentes dimensiones, como frecuencia, tiempo, canal y potencia.

Mientras tanto, en escenarios de carga ultraligera, los equipos pueden entrar en un modo de inactividad profunda. Por ejemplo, se pueden utilizar nuevos materiales y procesos para resolver los problemas de condensación y baja temperatura cuando se apaga el hardware AAU. Esto permite que el módulo de alimentación permanezca de forma independiente en modo de espera, lo que significa que el consumo de energía de la AAU durante cargas extremadamente ligeras puede reducirse de 300 W a menos de 10 W.

En cuanto a la energía renovable, la empresa aboga por una ampliación del enfoque, desde la escala de despliegue de energía verde hasta el uso eficiente de la energía renovable. Se puede pasar de políticas específicas de red a políticas específicas de emplazamiento para mejorar la precisión del despliegue de energías renovables.

Además, el tiempo necesario para la programación inteligente puede reducirse de días a minutos, maximizando así los beneficios económicos y medioambientales de las energías renovables.

Se puede obtener información multidimensional del emplazamiento, como la meteorología, el precio de la electricidad, el estado de la batería y el volumen de servicio, y los algoritmos de programación inteligente pueden maximizar la eficiencia de la generación de energía y la disponibilidad de energía en función de la carga, minimizando al mismo tiempo el coste total de la energía.

Respecto a la experiencia del usuario, Huawei propone que la atención ya no se centre únicamente en el ahorro energético de la red y la garantía de los KPI, sino que se amplíe a la garantía de la experiencia del usuario.

Se pueden adoptar políticas óptimas de ahorro de energía en función de los distintos escenarios de red. En escenarios de bajo tráfico, los KPI básicos de la red se garantizan para maximizar el ahorro de energía, mientras que la experiencia del usuario se garantiza en escenarios de alto tráfico.

Los enfoques basados en la experiencia se están convirtiendo en enfoques basados en los datos, lo que permite generar políticas de ahorro energético en cuestión de minutos y ofrecer políticas de optimización en milisegundos.

En este sentido, Peng Song subrayó que Huawei actualiza iterativamente sus soluciones ecológicas de acuerdo con su convicción en el potencial de las tres áreas mencionadas, y ha lanzado la solución Huawei Green 1-2-3.

Dentro de esta solución, «1» se refiere a un índice para la construcción de redes ecológicas; «2» se refiere al enfoque en dos escenarios: alta eficiencia energética y consumo de energía ultrabajo; y «3» se refiere a una solución sistemática de tres capas que abarca emplazamientos, redes y operaciones. Así, concluyó su discurso destacando la voluntad de Huawei de trabajar con operadores de todo el mundo para lograr un equilibrio entre la ecología y el desarrollo, con el fin de acelerar el desarrollo de las TIC ecológicas.

El MWC Barcelona 2023 se celebrará del 27 de febrero al 2 de marzo en Barcelona, España. Huawei mostrará sus productos y soluciones en el stand 1H50 del pabellón 1 de Fira Gran Via. Junto con operadores globales, profesionales de la industria y líderes de opinión, profundizaremos en temas como el éxito empresarial de la 5G, las oportunidades de la 5.5G, el desarrollo verde, la transformación digital y nuestra visión de utilizar el modelo empresarial GUIDE para sentar las bases de la 5.5G y aprovechar el éxito de la 5G para lograr una prosperidad aún mayor. Para más información, visite: https://carrier.huawei.com/en/events/mwc2023.

El balance de resultados de Enel Colombia del año 2022, permitió que la Compañía ejecutara un plan de inversiones por más de $2.89 billones de pesos, concentrado en tres pilares estratégicos: la descarbonización de la economía, la electrificación de la demanda y el consumo, así como la mejora de la confiabilidad y la calidad del servicio.

El enfoque estuvo encaminado al desarrollo de proyectos de energías renovables no convencionales, al fortalecimiento de la infraestructura eléctrica en Bogotá y Cundinamarca mediante la construcción de más subestaciones, y la apuesta por el desarrollo de productos y servicios para nuevos usos de la energía como la movilidad eléctrica.

Asimismo, la consolidación de la operación de cuatro países: Colombia, Panamá, Guatemala y Costa Rica, tras cerrar la fusión en marzo de 2022, favoreció los resultados que le permitieron alcanzar a Enel Colombia un EBITDA consolidado de 6.3 billones de pesos y una utilidad neta consolidada de 3 billones[1] de pesos.

La Compañía también fue declarada por el Grupo Enel como uno de los seis países pilar para el desarrollo de su plan de inversión entre 2023-2025; debido a esto, Enel Américas realizó en 2022 una inyección de capital de 1.5 billones de pesos.

“2022 fue un año muy positivo en el que tuvimos la oportunidad de robustecer y consolidar la nueva Enel Colombia, con la que establecimos una visión y estrategia de largo plazo hacia la transición energética para impulsar la electrificación, la descarbonización y la sostenibilidad del sector, aumentando la apuesta por el desarrollo de las energías renovables no convencionales. Hoy, los resultados financieros nos permiten fortalecer el compromiso con el sector y el país”, aseguró Lucio Rubio Díaz, director general de Enel Colombia y Centroamérica.

Además, el ejecutivo aseguró que “Nuestro propósito como compañía seguirá enfocado en la ejecución de inversiones para construir proyectos de generación de energía con fuentes no convencionales; desarrollar, modernizar y mantener la infraestructura eléctrica de distribución de energía, promover soluciones que apalanquen ciudades más sostenibles al mismo tiempo que aportamos a las comunidades y al entorno, , y al desarrollo de la transición energética de los países, a través de proyectos de valor compartido en las regiones donde tenemos presencia, la generación de empleo y la inyección de recursos a los territorios a  través de impuestos, transferencias de ley y dividendos a los accionistas, principalmente al Distrito Capital”.

La Compañía pagó dividendos a sus accionistas por un total de 3.5 billones de pesos, el más alto en su historia. Asimismo, contribuyó con el pago de impuestos por $2.1 billones de pesos y tiene proyectado pagar en 2023 $1.38 billones de pesos de impuesto de renta.

Conscientes de la importancia de impulsar más proyectos sostenibles, se cerraron financiaciones por más de un billón de pesos en distintas líneas de crédito sostenible, una de ellas vinculada a indicadores de sostenibilidad, donde Enel Colombia asumió dos compromisos: i. llevar energía a más de 3.000 nuevos clientes rurales veredales, enmarcados en el programa Cundinamarca al 100%, y ii. aumentar la capacidad instalada de generación de energía renovable y disminuir la de generación térmica.

Así mismo, en 2022, Enel Colombia se acogió a las medidas regulatorias voluntarias expedidas por el Gobierno Nacional, en el  marco del desarrollo del Pacto por la Justicia Tarifaria, que involucró la aplicación de un nuevo mecanismo de indexación, así como la renegociación de contratos de compra venta de energía entre otros,  para el período 2022 – 2023 que permitieron encontrar alivios para los usuarios de este servicio público esencial, al mismo tiempo que continuar con los planes de inversión. Es importante destacar que, pese al comportamiento inflacionario y las disposiciones de Ley como la integración de las áreas de distribución de Tolima al área de distribución Oriente a la que pertenece Bogotá y Cundinamarca, las tarifas de Enel Colombia siguen siendo unas de las más competitivas del mercado en Colombia, y unas de las más bajas a nivel nacional.

“El cambio climático y la transición energética son un gran reto para el país y requieren de un trabajo arduo y constante. Para que todos los proyectos de la cadena de valor de la energía eléctrica sean una realidad, debemos trabajar articuladamente con los gobiernos Nacional, Regional y local para sortear los distintos desafíos que tenemos en el desarrollo de infraestructura eléctrica como los atrasos en el transporte de la energía, no solo en La Guajira sino por ejemplo en la Sabana Norte de Bogotá. Tenemos que construir más sinergias con todas las comunidades donde estamos presentes para garantizar que podamos convivir, siendo actores fundamentales para fortalecer su progreso, bajo principios de respeto cultural, cumplimiento normativo y diálogo constante haciendo ver el valor de nuestra presencia en los territorios” aseguró Rubio Díaz.

Resultados financieros 2022

Los resultados financieros que se presentan a continuación tienen como fecha de cierre el mes de diciembre de 2022 y corresponden a las cifras consolidadas de Colombia, Panamá, Guatemala y Costa Rica luego de la materialización de la fusión de Emgesa S.A. E.S.P., Codensa S.A. E.S.P., Enel Green Power Colombia S.A.S. E.S.P. y Essa2 SpA[2], que se dio el 1 de marzo de 2022.

Es importante destacar que se presentan variaciones representativas en las cifras comparativas entre 2021 y 2022, ya que la información de 2021 corresponde solo a los estados financieros consolidados de Emgesa.

 
2022**
2021*
VARIACIÓN %

Millones de pesos (COP)
 
 
 

INGRESOS OPERACIONALES
12.223.883
4.726.682
+158,6%

MARGEN DE CONTRIBUCIÓN
7.254.187
3.196.618
+126,9%

EBITDA
6.327.708
2.956.015
+114,1%

EBIT
5.087.101
2.703.888
+88,1%

UTILIDAD NETA
2.960.779
1.712.321
+72,9%

DEUDA FINANCIERA NETA (1)
6.184.718
2.149.816
+187,7%

INVERSIONES
2.896.777
228.694
+1.166,6%

* 2021 corresponde a los resultados Consolidados de Emgesa antes de la fusión, (enero a diciembre de 2021).
** 2022 corresponde a los resultados de doce meses (enero-diciembre) del negocio de generación y diez meses (marzo – diciembre) del negocio de distribución (Codensa), Enel Green Power Colombia, y las filiales de Centroamérica.

Deuda financiera corto plazo + Deuda financiera Largo Plazo – Efectivo y otros activos financieros (consolidada)

Al cierre de diciembre de 2022, el EBITDA consolidado alcanzó $6.3 billones de pesos, explicado principalmente por el comportamiento positivo del margen de contribución teniendo en cuenta la consolidación de las actividades de distribución y energías renovables, producto de la fusión. Adicionalmente, se suman factores como:

Incremento en la demanda de energía en el área de influencia que reportó un crecimiento del 2,9% durante 2022 respecto a 2021, como resultado de la recuperación económica principalmente en el segmento industrial y comercial.
Indexación de la tarifa de energía siguiendo los lineamientos de la regulación vigente y las medidas regulatorias voluntarias expedidas por el Gobierno Nacional (“Pacto por la Justicia Tarifaria”).
Mayores ingresos por remuneración de la actividad de distribución, como resultado de la ejecución del plan de inversiones, con el que se incorporaron nuevos activos a la base regulatoria, enfocados al mantenimiento de la infraestructura para mejorar la calidad del servicio, atender la demanda y generar nuevos desarrollos para tener una red eléctrica más resiliente y confiable.
Durante el año 2022, se presentaron altos aportes hídricos, que permitieron una mayor generación durante el año. Adicionalmente, hubo un mayor volumen de contratos, especialmente en el mercado no regulado.
Mayores ingresos en productos de valor agregado, con la consolidación de seis patios de recarga para buses eléctricos respecto a cuatro que se tenían el año anterior, aportando a la movilidad eléctrica y a la transición energética del País.

Por otro lado, los costos fijos ascendieron a $926.479 millones de pesos, efecto de la incorporación de las líneas de distribución y energías renovables a partir de la fusión, así como el incremento de los gastos de personal, consecuencia del aumento en el salario mínimo y en el Índice de Precios al Consumidor respecto al mismo periodo de 2021.

Las depreciaciones y amortizaciones cerraron en $859.900 millones de pesos, por efecto de la fusión y el robusto plan de inversiones que desarrolla la Compañía y sus filiales. Adicionalmente, las pérdidas por deterioro alcanzaron $380.707 millones de pesos, explicado principalmente por la provisión por deterioro asociada con la Central de generación térmica Cartagena por $283.000 millones de pesos en línea con la estrategia de transición energética definida por la Compañía.

La utilidad neta consolidada de Enel Colombia se ubicó en $2.96 billones de pesos. El resultado refleja la dinámica positiva de las actividades de generación y distribución, efecto que es compensado por:

El aumento del gasto financiero, resultado de un mayor saldo promedio de la deuda frente al 2021, producto de las mayores necesidades de financiación que apalancan el ambicioso plan de inversiones de la Compañía, y el incremento en los índices de referencia IBR e IPC, a los cuales se encuentran indexados el 45% y el 32% de la deuda respectivamente.
Mayor gasto por efecto del incremento de la tarifa nominal sobre el impuesto de renta en cuatro puntos porcentuales al 35% frente al 2021.

Por su parte, las filiales de Centroamérica alcanzaron una utilidad neta de $414 mil millones de pesos, equivalente a un 13,9% de la utilidad neta total de la Compañía.

Durante 2022, Enel Colombia realizó inversiones por $2.89 billones de pesos enfocadas principalmente en:

Darle continuidad a la construcción de seis proyectos de energías renovables, de los cuales cuatro están en Colombia: La Loma (César), Windpeshi (La Guajira), Guayepo (Atlántico) y Fundación (Magdalena) y dos proyectos en Panamá: Madre Vieja y Baco, que suministrarán más de 1000 MW al sistema y contribuirán a la descarbonización de la matriz energética en la región.
Robustecer las redes de distribución orientadas a garantizar la atención de la demanda, integrar las fuentes de generación renovable y soportar la masificación de la movilidad eléctrica en el marco de la transición energética. Se destaca el inicio de operación por primera vez en un mismo año de cuatro subestaciones: Terminal, Barzalosa, Calle Primera y Rio, hito que marca un récord histórico en materia de construcción y que aportará a la calidad del servicio, atención a la demanda y apalancará proyectos que masifiquen la movilidad eléctrica.
Realizar mantenimientos programados de las centrales hidráulicas y térmicas para asegurar la continuidad en la generación de energía y garantizar la confiabilidad del parque generador a futuro.
Implementar un plan de mantenimiento y modernización de la red de distribución enfocado en la reposición de los activos que cumplen su vida útil, así como en el mejoramiento de los sistemas técnicos y la implementación de nuevas tecnologías.
Brindar confort y tecnología de vanguardia al equipo de trabajo al remodelar y adecuar las oficinas corporativas en Colombia y Centroamérica.

Con corte al mes de diciembre de 2022 la Compañía ha contribuido con el pago de impuestos por valor de $2.1 billones de pesos, de los cuales $1.8 billones corresponden a impuestos soportados y $315.233 millones de pesos a impuestos recaudados de terceros. Por otro lado, se tiene proyectado y provisionado el pago del impuesto de renta para 2023 que asciende a $1.38 billones de pesos.

Al cierre de diciembre de 2022, la Deuda Financiera Neta consolidada alcanzó los $6.2 billones de pesos, por efecto de la fusión y nuevas tomas destinadas a la ejecución del plan de inversiones de la Compañía.

Adicionalmente, de acuerdo con los compromisos establecidos en el nuevo Acuerdo Marco de Inversión entre Enel Américas y Grupo Energía Bogotá, en 2022 Enel Américas inyectó capital por $1.5 billones de pesos en pagos de cuatro cuotas iguales de $378.500 millones de pesos, en los meses de enero, abril, agosto y diciembre. El pago de enero fue entregado a Enel Green Power, línea de negocio de Enel Colombia, previo al perfeccionamiento del acuerdo de la fusión.

Asimismo, durante el cuarto trimestre de 2022, la Superintendencia Financiera aprobó la Adenda Integral al prospecto del Programa de Emisión y Colocación de Enel Colombia, que incluye la habilitación de instrumentos sostenibles que permitirán movilizar recursos hacia actividades que incorporan criterios ESG (Environmental, Social, Governance, por sus siglas en inglés) impulsando la estrategia de descarbonización y electrificación.

Finalmente, durante 2022 Enel Colombia realizó el pago histórico de dividendos a sus accionistas por $3.5 billones de pesos, de los cuales $1.0 billón corresponde a utilidades retenidas del periodo 2016-2020, y $2.5 billones corresponden a utilidades del ejercicio 2021, en línea con lo aprobado por la Asamblea General de Accionistas celebrada en el mes de marzo de 2022.

Asimismo, Enel Colombia recibió dividendos desde Guatemala y Panamá por $226.000 millones de pesos y $209.000 millones de pesos, respectivamente.

[1] La Utilidad Neta reportada a lo largo del informe incluye participaciones de sociedades no controladas

[2] Los resultados incluyen el desempeño de la antigua Emgesa, sociedad absorbente, para el período enero-diciembre junto con el resultado de su filial directa Sociedad Portuaria Central Cartagena y a partir de marzo se integran los resultados de Distribución (antes Codensa), Enel Green Power (antes EGP Colombia S.A.S) y las sociedades de Costa Rica, Panamá y Guatemala.

El resultado de enero y febrero acumulado de Codensa, EGP Colombia y ESSA2 se registró en el patrimonio.

Con una destacada trayectoria profesional de más de 30 años, Andrés Rebolledo Smitmans ejerció diversos cargos técnicos de liderazgo y responsabilidad política en ámbitos del sector energético, de las relaciones económicas internacionales y organismos multilaterales.

Fue elegido como Secretario Ejecutivo de Olade para el período 2023-2025, cargo electo en la LII Reunión de Ministros de Energía de América Latina y el Caribe, realizada en diciembre de 2022, y en cumplimiento de lo establecido en el Convenio de Lima.

Sucederá en el cargo al ingeniero uruguayo Alfonso Blanco, quien se desempeñó como Secretario Ejecutivo por dos períodos consecutivos.

Principales tareas

Las principales tareas de la nueva gestión estarán centradas en multiplicar la cooperación entre los países de América Latina y el Caribe, apoyar los proyectos de integración energética en la región, establecer un diálogo institucional con el sector privado y fortalecer la estructura de la organización, entre otras.

En la visión del nuevo Secretario Ejecutivo, Olade está llamada a desempeñar un rol clave en impulsar y articular el diálogo regional sobre transiciones energéticas, al mismo tiempo que es portadora de la voz de la región en el debate global sobre las materias energéticas.

La próxima gestión de la Secretaría de OLADE conducirá al organismo a través del 50 aniversario de su creación, redoblando las tareas de acompañamiento técnico a los Países Miembros para explorar líneas de gestión que avancen en la complementariedad y generación de eficiencias.

Se trabajará en ejes estratégicos como Complementariedad Energética e Integración Regional; Cooperación Técnica; Seguridad, Acceso y Equidad Energética; Transiciones Energéticas, Carbono Neutralidad, Innovación, Cambios Tecnológicos y Nuevos Energéticos, entre otros.

Andrés Rebolledo Smitmans, Secretario Ejecutivo (2023-2025)

Economista de la Universidad de Chile, Andrés Rebolledo Smitmans se desempeñó como Ministro de Energía de Chile en el período 2016-2018 y como Presidente de la Empresa Nacional de Petróleo de Chile.

También ejerció el cargo de Viceministro de Relaciones Económicas Internacionales de Chile, Embajador en Uruguay, Representante ante la ALADI y consultor en el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y otros organismos.

Durante su gestión como Ministro implementó una importante transformación del sector energético chileno con la incorporación masiva de energías renovables no convencionales que impulsaron una matriz energética más limpia y un sector más eficiente y competitivo.

Esta transformación se realizó en el marco de un proceso de participación de todos los actores relevantes del sector, lo que además permitió desarrollar un marco regulatorio para promover la electromovilidad e introducir tecnologías y energéticos nuevos como el hidrógeno verde.

En el ámbito académico ha desarrollado labores de docencia en diversas Universidades de su país, especialmente en programas de postgrado y ejerció como Decano de la Facultad de Administración y Negocios de la Universidad SEK de Chile durante el período 2020-2022.

Transmisión en vivo

Invitamos a nuestra audiencia a seguir en vivo este importante evento de posesión del Secretario Ejecutivo de Olade en nuestro canal de YouTube  CLICK AQUÍ

A raíz de un artículo publicado por Energía Estratégica del pasado 24 de febrero, titulado: “ANES ve con buenos ojos el Plan Sonora, pero advierte muchos asegunes” (ya rectificado), en el cual un exintegrante de la Asociación fue entrevistado y acreditado como miembro del Consejo Directivo de nuestra asociación.

Nos gustaría dejar en claro que esta persona ya no es miembro de nuestro consejo, por lo tanto, cualquier declaración hecha en la entrevista no representa la posición oficial de ANES.

Queremos enfatizar que ANES se toma muy en serio la precisión y la transparencia en todas nuestras comunicaciones con los medios de comunicación y el público en general. Por lo tanto, esperamos que en el futuro se tenga en cuenta esta información y se eviten malentendidos similares.

Agradeceremos que esta aclaración sea publicada como respuesta a nuestro derecho de réplica y
esperamos seguir trabajando juntos en el futuro.

Atentamente
XXII Consejo Directivo

Asociación Nacional de Energía Solar (ANES)

2022-2024

La Superintendencia de Electricidad anunció que este año darán un gran salto en la regulación para la incorporación de almacenamiento energético que complemente el despliegue de nuevos proyectos de energías renovables.

“Estamos estudiando los modelos de compensación para servicios auxiliares que el almacenamiento podría dar en la red, llámese regulación de frecuencia, regulación de armónicos y demás”, adelantó Andrés Astacio, superintendente de electricidad de la República Dominicana.

A la par, desde la Comisión Nacional de Energía (CNE) emitieron dos resoluciones el pasado lunes 20 de febrero destinadas a la inclusión de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica con baterías para los proyectos de energías renovables variables (ERV) y las condiciones particulares para tramitar las solicitudes de concesiones para generación con almacenamiento BESS. (Res CNE-AD-0003-2023 y Res CNE-AD-0004-2023)

Aquello no sería todo. Además desde la Superintendencia estarían analizando cuál sería el modelo de compensación para los bancos de almacenamiento mediante las empresas de transmisión y distribución, cuáles serían los incentivos para brindar a los proyectos y si es preciso exigir un porcentaje de almacenamiento mínimo a nueva capacidad renovable a instalar.

“A través de estos modelos competitivos estaríamos viendo cuáles serían las mejores formulaciones que el mercado nos da para el almacenamiento horario asociado a parques renovables”, indicó el superintendente Astacio. 

Y es que, siguiendo con el análisis de Astacio, no depender de combustibles fósiles sería crucial.

“Nuestro gran interés de impulsar la instalación de nuevas centrales renovables y de introducir nuevas tecnologías que nos permitan complementar esta avalancha de renovables es compatibilizarlas con un sistema insular resiliente”, justificó.

De allí valoró como necesario el despliegue de proyectos “híbridos” que garanticen la resiliencia del sistema y una mayor autonomía energética al aumentar renovables y almacenamiento, mientras se disminuye su dependencia a la importación de combustibles fósiles.

Tomando como ejemplo el mercado puertorriqueño, el regulador estaría advirtiendo como necesario que las nuevas generadoras renovables vengan asociadas a determinada capacidad de almacenamiento que permita al operador del sistema tener más holgura en el arbitraje de inyecciones a la red y decidir cuándo aportar a los picos de demanda firme.

Un punto adicional que se analiza junto a empresas de distribución y transmisión es  la incorporación de almacenamiento para la sustitución de obras eléctricas y mejoras en la calidad del servicio.

“Una de las cosas que estamos analizando es qué es mejor en determinados momentos, si hacer la repotenciación de una subestación que presenta esporádicas sobrecargas, o simplemente anexar un componente de almacenamiento que sirva de descargo de la sobrecarga y de reinyección a la red, que a su vez serviría como elemento de compensación ante cualquier fluctuación en el sistema”.

El quehacer de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) vinculado a la aplicación de la Ley de Energía Eléctrica 404/2013 se ha mantenido tras la aprobación de la Ley especial para garantizar el servicio de energía eléctrica como bien público de seguridad nacional y un derecho humano de naturaleza económica y social.

Entre las competencias de la CREE, el crear normativas para la maduración del sector continúa siendo estandarte para esta entidad pública y, en el último tiempo, sus comisionados han trabajado en nuevas propuestas.

Tal es el caso de la norma de autoproductores -recientemente publicada-, la normativa para potencia firme -que ya ha superado la instancia de consulta pública- y otras adicionales que ya están planificadas para este año.

Entre ellas, el Dr. Wilfredo Flores, comisionado de la CREE, dijo que se centrarán en las necesidades del mercado para brindar mayor confiabilidad al sistema y evitar pérdidas.

“Este año vamos a redactar la normativa para proyectos de energía intermitente con baterías”, reveló el comisionado Flores.

Y continuó: “el país tiene mucho vacío regulatorio que nosotros estamos tratando de llenar (…) y tenemos que rehacer muchas cosas para poder darle estabilidad desde el punto operativo a la red”.

Una de las variables que condiciona la apuesta por determinada alternativa de generación y almacenamiento energético a implementar es la parte económica. Al respecto, declaró que están estudiando los costos de estas tecnologías para tomar las mejores decisiones desde la normativa.

“Se le han dado muchos incentivos a la oferta, como por ejemplo 10 años de exoneraciones fiscales a lo renovables, más el sobreprecio que se le ha dado por ser limpias. Entonces hay incentivos, que si bien es cierto nos han proporcionado más energía renovable, han sido renovables caras”.

En tal sentido valoró que la renegociación de contratos que ha impulsado la actual administración permitiría un sinceramiento de precios en el sector energético que podría repercutir en mejores precios para nuevos proyectos.

“Desde el punto de vista económico nos ha salido una mala inversión. Pero en cuanto a la renegociación de los contratos, han habido solares que han pasado de los 15 centavos a los 11 centavos y eso va a impactar en la tarifa y en el resto del sector”.

“Desde el punto de vista operativo como bien sabes esta tecnología es intermitente. Aquí, en Honduras ha generado problemas de huecos de tensión que incluso han arrastrado problemas de colapso de la red al resto de Centroamérica, porque estamos interconectados con otros países de la región. Entonces estos problemas de operación e inestabilidad en la red deben ser atendidos a la brevedad y se pueden resolver con potencia firme que se contratará en la nueva licitación de 450 MW y/o con la incorporación de almacenamiento energético bien regulado”.

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) actualizó el cronograma de la licitación nacional e internacional de renovables y almacenamiento de energía, denominada RenMDI. 

Tras las solicitudes de diversos actores del sector energético de Argentina, dado que la convocatoria se publicó casi 10 días hábiles después de la fecha prevista, CAMMESA brindó una prórroga para todo el proceso y finalmente la presentación de ofertas ya no será el 15 de marzo sino que los interesados tendrán tiempo hasta el 27 de abril. 

“El cronograma salió vencido, lo que generó inquietud y preocupación entre los posibles oferentes de la licitación, sobre todo teniendo en cuenta que hay muchas PyMEs interesadas en participar porque son proyectos pequeños a lo largo de todo el país”, sostuvo Juan Manuel Alfonsín, director ejecutivo de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), en conversación con Energía Estratégica.

“Celebramos que hayan contestado positivamente. De hecho desde CADER pedimos al menos 22 días hábiles y las autoridades dieron 45 días. Se dieron cuenta que salió con muy poco tiempo para la cantidad de documentación que hay que presentar y es valorable y razonable esta decisión”, complementó Marcelo Álvarez, miembro de la Comisión Directiva y coordinador del Comité de Energía Solar fotovoltaica de CADER. 

El período de consultas estará abierto hasta el 9 de marzo, en tanto que la apertura de sobres A se llevará a cabo el mismo 27 de abril y los mismos estarán en evaluación hasta el 14 de junio. 

Además, la publicación por parte de CAMMESA de calificación de ofertas sobre A se realizará el martes 20 de junio y la apertura y evaluación de ofertas sobre “B” se hará dos días más tarde, el 22 de junio. Mientras que la adjudicación se concretará el jueves 6 de julio y la firma de contratos está prevista entre el 11 de julio y el 2 de noviembre. 

Las inquietudes del sector

Desde la Cámara Argentina de Energías Renovables plantearon una serie de cuestiones a tener en cuenta y resolver en el corto plazo. Desde la necesidad de precisar el formato de la nota de conformidad de los transportistas o distribuidores, “que es una de las dos causas de exclusión de oferta” según explicó Álvarez; hasta la el tope existente para la potencia asignable. 

“Está muy limitados el número para la bioenergía, con todo lo que significa la economía circular. Por lo que es un tema a comunicar a las autoridades, ya que el país está condiciones de hacer más de 10 proyectos bioenergéticos detallados en el pliego”, manifestó Alfonsín. 

“Y de igual manera me pregunto qué pasa si una empresa desea hacer 15 MW en otra zona, como Ushuaia. Hay mucha más necesidad que los 650 MW estipulados, por lo que, si no se escapa el precio, creo que esto puede abrir las puertas a más licitaciones y sí será importante para seguir tras los pasos de los objetivos planteados Ley N° 27191”, concluyó. 

A pesar de las demoras en el otorgamiento de permisos de proyectos renovables en México, las empresas cada vez buscan con más frecuencia volcarse a la generación distribuida, un nicho más que prometedor en el país.

Luxun nació en 2018 para suplir esta demanda y su crecimiento ha sido exponencial. Además de permitir a la sociedad fomentar el futuro sustentable, financian sistemas de paneles solares a empresas, sin que estas tengan que invertir capital.

En diálogo con Energía Estratégica, Diego Ayala Maldonado, CO, director general de Luxun, destaca: “Nuestros PPAs (Power Purchase Agreement), son flexibles porque los amoldamos a las necesidades de cada cliente. Nuestro capital viene del extranjero por lo cual es bastante más competitivo contra el capital privado que se encuentra hoy en día en México”.

Según el especialista, la gran oportunidad está en el financiamiento de la generación distribuida para los clientes finales. 

“Al día de hoy, únicamente entre el 5 al 10% de los proyectos de generación distribuida son financiados, el resto ha sido inversión por parte del cliente final. Por eso, ya existen varias empresas que han captado inversión por parte de empresas extranjeras para impulsar el crecimiento del sector”, justifica.

En total ofrecen tres tipos de financiamiento con cero inversión; arrendamiento que incluye pago mensual fijo sin afectar el balance financiero; PPAs, contrato de compra venta donde se paga solo por la energía generada (ahorro garantizado vs. tarifas CFE); y Crédito Simple depreciación fiscal acelerada y ahorro garantizado.

Además, cuenta con una plataforma única en el mercado que utiliza Inteligencia Artificial (IA) y Machine Learning para medir, analizar y optimizar el rendimiento energético de tu sistema fotovoltaico. 

Asimismo, brinda la posibilidad a sus clientes de ver en tiempo real sus consumos energéticos para que tengan total control sobre sus ahorros.

Las oportunidades de apostar en proyectos de autoconsumo

De acuerdo a Ayala, el mercado solicita cada vez más sistemas de almacenamiento en generación distribuida.

“En los últimos 4 años, es impresionante lo que ha aumentado la demanda de proyectos de autoconsumo. Cada vez hay más clientes obligados a incorporar fuentes de energías renovables. Existen muchas empresas que le venden a conglomerados globales”, asegura. 

“La detención de nuevas interconexiones de grandes centrales fotovoltaicas al sistema eléctrico nacional ha posicionado a la generación distribuida como el ganador de la transición energética. Eso nos ha brindado muchas oportunidades con industrias grandes”, agrega.

Por otro lado, expresa: “También el abasto aislado va a tener un gran crecimiento este año. En los últimos 5 meses se han comenzado a dar permisos para la construcción de este tipo de sistemas. Aquí, entran en juego empresas grandes por medio de PPAs”.

En este sentido, habla de la oportunidad de generar energía de manera aislada a la red de transmisión: “La gran barrera de generación distribuida siempre ha sido que únicamente podemos instalar medio mega en corrientes alternas y con abasto aislado hablamos de proyectos de 3 o 4 megas”.

Dificultades por el marco regulatorio

Las regulaciones en cuanto a las disposiciones de carácter administrativo generales de todas las centrales de hasta 500 kW están cambiando y México está transitando tiempos de incertidumbre.

“El cambio de net metering a net billing puede afectar al sector en el corto y mediano plazo. Todo el excedente de la red va a ser contabilizado de una manera diferente lo cual va a impactar en la rentabilidad de los proyectos. Esto genera incertidumbre: necesitamos tener en claro las reglas del juego”, enfatiza.

Cabe recordar que el modelo de Net Metering permite a los usuarios finales compensar el gasto de electricidad utilizando la producción o generación interna de energía, muy similar al Net Billing. Su diferencia radica en cómo se “factura” el gasto energético.

En el caso del Net Metering, tanto el consumo como la generación eléctrica se registran y facturan por separado. Como resultado, a los clientes se les cobra su precio energético completo por kWh cuando usan energía de la red, pero se les compensa con la misma tarifa por la energía que es aportada a la red.

A diferencia, en la modalidad del Net Billing a los usuarios se les cobra en función de su uso neto de kWh al final de cada ciclo de facturación.

Además, advierte otra dificultad: “Nos preocupa el sector energético a mediano plazo porque no están brindando permisos para generadores. México no está pudiendo invitar a nuevas empresas a invertir. Es muy frustrante llegar con toda la documentación y te lo rechacen” .

Aspectos positivos de los últimos cambios en las regulaciones

No obstante, el director general de Luxun no cree que todas las modificaciones en las disposiciones administrativas de carácter general fueron perjudiciales para el sector. De lo contrario, destaca a varias como grandes victorias para la industria en generación distribuida.

“Apoyamos estas disposiciones administrativas de carácter general. Llevaban 5 años sin publicarse y la industria ha mejorado muchísimo. Por ejemplo, es muy bueno que se exija la profesionalización de la generación distribuida. También están demandando mayor calidad en las instalaciones”.

A su vez, señala: “Ya por fin aclararon el límite de capacidad para generación distribuida. Antes no estaba claro si era en energía alterna, lo cual es muy beneficioso para nosotros porque podemos incrementar un poco la potencia en en celdas fotovoltaicas por instalación”.

Paralelamente, Ayala aprueba las nuevas reglas en torno al almacenamiento, una de las grandes tendencias que habrá en los próximos cuatro años.

“Ya no consideran el almacenamiento como una potencia adicional en el momento de la interconexión sino como un almacenador de la energía. Eso ya lo veníamos esperando desde hace tiempo”, confiesa.

Acerca de Luxun

La empresa impulsada por jóvenes innovadores tiene una gran cobertura nacional: tiene instalaciones solares alrededor de toda la República Mexicana.

“Contamos con clientes importantes que cotizan en la bolsa mexicana de valores. Estamos muy contentos porque vemos un gran mercado en México. Tenemos el objetivo de expandir LUXUN para poder seguir impulsando este modelo hacia las energías del futuro en Latinoamérica”, revela Ayala.

Además, la firma busca que los negocios se encuentren alineados a los criterios de ESG (Gobierno Ambiental, Social y Corporativo) con el objetivo de impulsar el futuro sustentable. 

De esta forma, ofrece Inteligencia Artificial y Machine Learning, KPIs y Reportes de Energía en Tiempo Real, Generación de Resultados Altamente Precisos y Diseño Intuitivo (UX), Flexible y Amigable.

Genneia, la compañía líder en generación de energías limpias en Argentina, anunció la obtención de un nuevo financiamiento corporativo por 85 millones de dólares a un plazo de 10 años. El destino de los fondos será la construcción de sus nuevos proyectos de energía renovable: el proyecto solar Tocota III y el proyecto eólico La Elbita.

FMO -el banco de desarrollo de los Países Bajos- y FinDev -el banco de desarrollo canadiense- serán los otorgantes del préstamo.  Luego de un amplio y exhaustivo análisis ambiental, social y de gobernanza (ESG, según sus siglas en inglés), ambas instituciones han decidido apoyar estos proyectos de energía renovable al estar alineados a sus mandatos de promoción del desarrollo sostenible.

Este financiamiento es el cuarto otorgado por FMO a Genneia con el objetivo de continuar desarrollando el sector de energías renovables en Argentina. FMO ya había apoyado a Genneia en los años 2018 y 2019 para el desarrollo de los proyectos eólicos Villalonga I, Chubut Norte I y Vientos de Necochea. Asimismo, este nuevo financiamiento representa el primer préstamo de FinDev Canadá en Argentina y el primer financiamiento otorgado a una empresa de energía renovable a nivel global. FinDev Canadá fue creada en 2018 con el propósito de promover el desarrollo sostenible en los países en vías de desarrollo.

El financiamiento internacional, con el apoyo de FMO y FinDev, es un aporte de Genneia a la sustentabilidad del sector, ya que permite compensar el impacto de la demanda de divisas requeridas para la importación de componentes en un año tan complejo.

Carlos Palazón, CFO de Genneia indicó que: “la exitosa trayectoria de Genneia en la ejecución de proyectos renovables y su solidez crediticia nos permiten obtener financiamiento internacional a largo plazo. Este acuerdo forma parte de nuestra estrategia para Tocota III y La Elbita, y reafirma el liderazgo de Genneia en la ejecución de financiamiento con bancos de desarrollo en Argentina, quienes nos han brindado apoyo a muy largo plazo por más de US$530 millones desde el año 2018.”

En tanto, Bernardo Andrews, CEO de Genneia, expresó que “nos enorgullece que instituciones como FMO y FinDev sigan apoyando nuestros proyectos enfocados en la transición energética, invirtiendo en energía eólica y solar”.

El Proyecto Solar Tocota III, de 60 MW de capacidad instalada se emplaza en un terreno de 300 hectáreas, ubicado 65 km al Norte de la localidad de Calingasta, provincia de San Juan. El sitio cuenta con capacidad de evacuación a la red eléctrica e irradiación global horizontal de un valor considerable, inmejorables condiciones para la construcción de un proyecto de este tipo.

A su vez, el Parque Eólico La Elbita (162 MW) estará ubicado en un terreno de 1.464 hectáreas, ubicado aproximadamente 50 km al sur de la ciudad de Tandil y contará con 36 aerogeneradores de última generación. Ambos proyectos estarán destinados a satisfacer la demanda de energía de grandes usuarios industriales, en el marco del Mercado a Término de Energías Renovables.

De este modo, Genneia superará 1 GW de capacidad instalada, un hito que será alcanzado por primera vez en nuestro país.

Gracias al compromiso con el mercado renovable, Genneia continúa posicionándose como la empresa número uno, generando durante el 2022 el 20% de la energía solar y eólica del país. De esta manera, Genneia sigue liderando el sector con nuevos proyectos, las emisiones de bonos verdes, la generación de bonos de carbono, y debido a su demostrada solidez y confianza, ahora encabeza el regreso del financiamiento de la banca de desarrollo internacional a Argentina.

Goesgreen, empresa líder del sector energético, continúa ampliando su oferta para el mercado eléctrico de Argentina.  

En este año 2023, uno de sus objetivos estratégicos es enfocarse en el desarrollo de nuevos proyectos de generación eléctrica a partir de tecnología solar fotovoltaica y almacenamiento.

Es por ello que abre una convocatoria especial para propietarios que deseen disponer sus tierras para la instalación de emprendimientos sostenibles.   

Con esta iniciativa, ejecutivos de Goesgreen reafirman su apuesta por el país abriendo oportunidades de negocios en distintas provincias. 

“Buscamos aliados que estén interesados en obtener un beneficio a partir del aprovechamiento productivo de sus tierras, desde la visión de un mercado de energía estable a largo plazo, realizando un aporte con el desarrollo de energías renovables en la región”, señaló Gustavo Zilber, ejecutivo de Goesgreen.  

Se invita a aplicar a dueños directos de terrenos registrados por la autoridad competente de su jurisdicción, que cuenten con escrituras y documentación asociada en orden y cumplimiento a las disposiciones legales. 

Según precisó el ejecutivo de Goesgreen, la situación ideal para esta actividad, pero no limitante para los terrenos a estudiar, es que estén ubicados en las cercanías de redes eléctricas públicas de media o alta tensión, que cuenten con algún tipo de acceso terrestre y cercanía a comunidades para favorecer la logística de los servicios.  

Como es preciso asegurar en el orden de 2 hectáreas por cada megavatio de potencia a instalar, un requisito (no excluyente) es contar con terrenos horizontales de entre 5 a 400 ha. 

Las expresiones de interés podrán enviarse a info@goesgreen.com.ar consignando datos generales del propietario para ser contactado, así como ubicación y dimensiones terreno. 

Sorcia Minerals, que recientemente anunció una inversión de 350 millones de dólares para la construcción de una planta de tratamiento de litio en Europa, ahora cierra esta alianza con Sinolithium Materials, empresas que aportará la tecnología química necesaria para que el producto final de estos procesos sea un hidróxido de litio de alta gama.

Con esto, ambas compañías lanzan un plan de construcción de varias plantas de tratamiento de litio, que además de Europa, planean instalar en Chile y Argentina.

Daniel Layton, CEO de Sorcia Minerals, afirma: «No podríamos estar más entusiasmados de contar con un socio tecnológico con décadas de historia y experiencia en la producción de carbonato e hidróxido de litio para baterías. Se trata de una asociación fructificada tras varios años de conversaciones y trabajo conjunto».

Por su parte, Alison Dai, Directora de Sinolithium Materials, señala: “Estamos muy ilusionados de trabajar con Sorcia para apoyar el desarrollo en Europa y Sudamérica de la cadena de suministro de hidróxido de litio apto para baterías”.

Las partes están encantadas de anunciar esta colaboración técnica, que aprovecha la amplia experiencia de Sorcia en varios sectores energéticos  y la experiencia duradera de Sinolithium. Ambas compañías confían en que será la base de una asociación duradera y fructífera.

Esta alianza se centra en abordar la creciente demanda de hidróxido de litio en las para vehículos eléctricos y almacenamiento de energía, apoyando la independencia de Europa y Sudamérica en su transición energética. Estas desempeñarán un papel fundamental en la transición hacia un futuro sostenible, comprometido con la protección de los ecosistemas y comunidades.

América Latina y promover la competencia en el suministro de electricidad en esos mercados.

En un comunicado conjunto, las asociaciones gremiales indicaron que “con este convenio nos desafiamos a potenciar el desarrollo del mercado eléctrico en ambos países, a compartir experiencias, mejores prácticas y a buscar el conocimiento que potencie la competitividad de nuestros asociados”.

En tanto, desde ACEN comentaron además que esta alianza es una plataforma de trabajo que enriquecerá a ambas asociaciones bajo la mirada actual de una transición energética justa que ubique en el centro de la discusión al usuario final con sus necesidades respecto a un precio razonable y múltiples servicios y productos a los que actualmente no puede acceder.

En la oportunidad, representaron a la gremial mexicana Andrés Lankenau, Presidente de ACE, Chairman & CEO del Grupo Elefante, Jorge Hernández, Consejero de ACE y Coordinador del Comité de Enlace con el Poder Legislativo, CEO & Fundador de Regulus 333, y Francisco José Con Garza, Consejero de ACE, Director de Estrategia de Energía en CEMEX.

En tanto, por ACEN estuvieron presentes en la firma virtual Sebastián Novoa, Presidente, Eduardo Andrade, Secretario Ejecutivo, Eduardo Rodriguez Ugarte, Asesor Legal, y Luz Marina Fuenzalida, Directora de Comunicaciones y Asuntos Públicos.

El gobierno nacional de Argentina está cerca de enviar al Congreso su proyecto de ley de Economía del Hidrógeno, con el cual se dará un nuevo marco normativo al H2 tras la vieja ley N° 26123 (promulgada en 2006) que ya venció su plazo de ejecución.

Energía Estratégica accedió al borrador de la iniciativa encarada desde la Secretaría de Energía de la Nación, donde se prevé promover el “hidrógeno de bajas emisiones de carbono y otros gases de efecto Invernadero”, es decir que incluye tanto el H2 verde (producido a partir de energías renovables), el azul (gas natural) y rosa (nuclear). 

Pero tal como adelantó este portal de noticias a mediados de octubre del año pasado, será un régimen de promoción de 30 años con foco en la producción local y el desarrollo de fabricantes y proveedores de componentes para dicho sector, ya que se requerirá una integración mínima de contenido nacional de hasta el 50% de los proyectos. 

Y de igual manera, se plantean beneficios concretos tales como la devolución anticipada del IVA, amortización acelerada del impuesto de las ganancias, compensación de quebranto de ganancias. deducción de la carga financiera del pasivo de cada una de las iniciativas y la exención de impuestos sobre la distribución de dividendos y utilidades

Asimismo, la iniciativa contempla que se alcancen todas las nuevas inversiones en bienes de capital e infraestructura que conforman una planta de generación de H2 de bajas emisiones de carbono, entre las que se incluyen nuevos parques de las tecnologías previamente mencionadas.

Como también plantas electrolizadoras alimentadas energía renovable y nuclear, centrales productoras de vectores de H2, obras para la obtención, procesamiento, almacenaje y/o despacho del mismo (desalinización de agua, licuefacción, gasificación, y terminales portuarias) y sistemas de almacenamiento de energía y transmisión eléctrica correspondientes al abastecimiento de plantas de electrólisis y/o a la interconexión entre los parques renovables. 

Aunque para el caso de las productoras de hidrógeno verde, deberán contar un porcentaje mínimo de contenido nacional: desde 35% a partir de la entrada en vigor de la ley hasta el quinto año, 45% del sexto al décimo año y del 50% en adelante. 

Es decir que a las energías renovables se les pedirá mayor equipamiento local que a aquellas plantas que generen a través del gas natural (20, 30 y 40%) y de la energía nuclear (30, 40 y 50%). Y cabe aclarar que para lograrlo, no deberá computarse el valor correspondiente a las obras civiles o de infraestructura, ni de la mano de obra. 

¿Cómo será la interconexión? El borrador del proyecto de ley del Poder Ejecutivo estipula que todo emprendimiento en base a la electrólisis tendrá que construir su propia infraestructura de transporte eléctrico y no podrá utilizar al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Pero aquellas instalaciones industriales de producción de derivados, sí podrán contratar energía no fósil como cualquier gran usuario. 

Mientras que los productores de H2 verde que ya cuenten con centrales conectadas al SADI y/o realicen operaciones de comercialización de energía eléctrica con otros agentes del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), estarán comprendidos por lo dispuesto en las Leyes Nº 24.065, 26.190 y 27.191, sus modificatorias y complementarias de lo aplicable al Mercado a Término (MATER). 

Creación de una estrategia nacional y un fondo correspondiente

La iniciativa también encomienda la creación del Plan Nacional de la Economía del Hidrógeno para la Transición Energética, el cual deberá dar cuenta de la estrategia nacional para su despliegue e implementación, y del Fondo de Afectación Específica, destinado a financiar a proyectos de fabricantes de equipamiento y proveedores de bienes y/o servicios de alto contenido tecnológico de la cadena de valor del H2 de bajas emisiones. 

Este último estará constituido por aportes de los beneficiarios del régimen (0,5% del monto total de la inversión declarada), el recupero de capital e intereses de las financiaciones otorgadas; dividendos y utilidades percibidas por la titularidad de acciones o participaciones en los proyectos elegibles e ingresos provenientes de su venta, recursos producidos por sus operaciones, renta, fruto e inversión de los bienes fideicomitidos y aportes de organismos e instituciones nacionales, internacionales o multilaterales de crédito y fomento al desarrollo, la transición energética y la descarbonización.

En XM operamos el Sistema Interconectado Nacional, SIN, y administramos el Mercado de Energía Mayorista, MEM, sumando esfuerzos con los diferentes actores para entregar a los colombianos la mejor energía: confiable, eficiente y competitiva.

En nuestro rol de Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, somos administradores de la subasta de asignación de Obligaciones de Energía Firme para el período que va desde el 1° de diciembre de 2027 hasta el 30 de noviembre de 2028. En cumplimiento de lo establecido en la Resolución CREG 101 034A del 2022, publicamos el cronograma con las obligaciones y los plazos para la realización de dicha subasta.

A continuación, presentamos el cronograma:

Responsable
Actividad
Fecha límite

CREG
Definir inicio – Dia “D”. Publicación de la Resolución CREG 034A del 2022 en el diario oficial.
15/02/2023

ASIC
Publicar Cronograma Subasta año 2023 (Resolución CREG 101 34A de 2022, Artículo 2, Parágrafo 3).
22/02/2023

Participantes de la Subasta
Declarar información de retiro de la subasta de plantas o unidades Existentes.
15/03/2023

Participantes de la Subasta
Realizar declaración de interés.
24/05/2023

Participantes de la Subasta
Realizar declaración de parámetros para el cálculo de la ENFICC.
24/05/2023

ASIC
Solicitar aclaración sobre las declaraciones de interés y de parámetros.
15/06/2023

Participantes de la Subasta
Dar respuesta a las solicitudes de aclaración sobre las declaraciones de interés y de parámetros solicitadas por el ASIC.
23/06/2023

ASIC
Publicar el Precio Unitario (PU) que utilizará el ASIC para estimar la máxima cantidad de energía que un participante podrá ofertar en la subasta.
23/06/2023

ASIC
Comunicar individualmente a los participantes de la subasta la ENFICC Máxima Calculada por el CND con los parámetros declarados.
30/06/2023

ASIC
Contratar el auditor de la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme.
30/06/2023

ASIC
Elaborar los reglamentos que considere necesarios para llevar a cabo las actividades encomendadas, los cuales deberán ser puestos a consideración de la CREG.
30/06/2023

Participantes de la Subasta
Solicitar aclaraciones al cálculo de la ENFICC Máxima realizada por el CND.
10/07/2023

CND/ASIC
Revisar y dar respuesta a la solicitud de aclaraciones de la ENFICC Máxima.
17/07/2023

ASIC
Calcular el Costo Promedio de referencia de Combustibles (CPC) por combustible declarado.
17/07/2023

ASIC
Verificar el cumplimiento de lo dispuesto en el Artículo 23, de la Resolución CREG 101 024 de 2022.
17/07/2023

Participantes de la Subasta
Declarar los Costos Variables de Combustible Estimados -CVCE- por parte de los participantes de la subasta que representen plantas o unidades de generación térmicas nuevas, especiales o existentes con obras, que deseen tener asignaciones de OEF.
17/07/2023

Participantes de la Subasta
Reportar los costos de combustibles para el cálculo del CPC y el CVCE del EIA (U.S. Energy Information Administration), Platts o curvas forward de mercados internacionales líquidos de los combustibles que mejor apliquen al caso del participante de la subasta con estas opciones, para las cuales no se tenga información declarada en el ASIC para generadores térmicos sobre costos de combustibles, tales como Gas Natural Importado o GLP nacional o importado para generación térmica.
17/07/2023

Participantes de la Subasta
Entregar garantía para amparar la participación en la subasta (Garantía de Seriedad de la oferta).
17/07/2023

Agentes del MEM
Entregar por parte de los agentes del MEM que representen comercialmente a plantas no despachadas centralmente la siguiente información:

1.  Registro del agente en el SUICC.

2.                  Declaración en la que los agentes generadores que representen plantas no despachadas centralmente informen si tienen registrados ante el ASIC contratos en los que suministren energía para cubrir demanda del período de vigencia a subastar.

17/07/2023

Participantes de la Subasta
Enviar al ASIC, una manifestación suscrita por la persona natural o el representante legal de la persona jurídica, mediante la cual certifique, sin ambigüedades, el compromiso de cumplir lo dispuesto en el Artículo 36 de esta resolución.

Solamente para los representantes de plantas y/o unidades de generación térmica que aspiren recibir asignación de OEF.

17/07/2023

Participantes de la Subasta
Declarar toda la información necesaria para que el ASIC calcule la ENFICC No Comprometida.
17/07/2023

ASIC
Realizar solicitudes de aclaración sobre información necesaria para el cálculo de la ENFICC No Comprometida.
25/07/2023

ASIC
Realizar solicitudes de aclaración sobre las declaraciones de contratos de plantas no despachadas centralmente realizadas por los Agentes.
25/07/2023

Participantes de la Subasta
Dar respuesta a la solicitud de aclaración que tenga el ASIC de la información necesaria para el cálculo de la ENFICC No Comprometida.
1/08/2023

Agentes del MEM
Dar respuesta a la solicitud de aclaración que tenga el ASIC por parte de los representantes de plantas no despachadas centralmente.
1/08/2023

ASIC
Publicación del Costo del Entrante (CE).
1/08/2023

ASIC
Poner en operación y mantener el sistema de recepción de ofertas.
1/08/2023

Participantes de la Subasta
Declarar retiro dependiente del Costo del Entrante (CE), de acuerdo al Artículo 29 de la Resolución CREG 024 de 2022.
1/08/2023

ASIC
Solicitar aclaración sobre las declaraciones de retiro dependiente del Costo del Entrante (CE).
3/08/2023

Participantes de la Subasta
Dar respuesta a la solicitud de aclaración de retiro dependiente del Costo del Entrante (CE) que tenga el ASIC.
9/08/2023

ASIC
Comunicar a los participantes lo relacionado en el Artículo 26 de la Resolución CREG 101 024 de 2022.
9/08/2023

ASIC
Publicar en la página del SUICC la ENFICC agregada y el número total de proyectos de generación habilitados.
9/08/2023

ASIC
Enviar una comunicación a todos los participantes de la subasta recordando el día y el período de recepción de ofertas.
14/08/2023

CREG
Entregar la función de demanda.
16/08/2023

ASIC
Recibir ofertas para participar en la subasta.
16/08/2023

ASIC
Realizar el proceso de adjudicación de la subasta.
16/08/2023

ASIC
Publicar los resultados de la subasta.
17/08/2023

Auditor Subasta
Remitir a la CREG y publicar en el SUICC Informe del Auditor una vez finalizada la subasta.
24/08/2023

Participantes de la Subasta
Entregar contratos de combustible o garantías de cumplimiento.
7/09/2023

ASIC
Solicitar aclaraciones sobre la información entregada en el ítem anterior.
21/09/2023

Participantes de la Subasta
Dar respuesta a las solicitudes de aclaración realizadas por el ASIC en el ítem anterior.
28/09/2023

ASIC
Comunicar a los participantes lo dispuesto en el Artículo 39 de la Resolución CREG 101 024 de 2022.
5/10/2023

ASIC
Expedir las certificaciones de la Asignación de Obligaciones de Energía Firme.
12/10/2023

“Esta es la cuarta ocasión en la que en nuestro país se realiza una subasta de asignación de Obligaciones de Energía Firme del Cargo por Confiabilidad para asegurar la expansión futura de generación y con ello, la confiabilidad del servicio. En XM tendremos a cargo la administración como en las anteriores versiones.

La primera vez fue en el año 2008 para la vigencia que inició en diciembre de 2012, la segunda fue en 2011 para la vigencia que inició en diciembre de 2015 y la tercera fue en 2019 para la vigencia que inició en diciembre de 2022. En cada una de ellas, XM ha sido garantía de un proceso que se lleva a cabo con la transparencia e independencia requerida”, informó Cecilia Maya Ochoa, Gerente del Mercado de Energía Mayorista de XM.

El presidente López Obrador inauguró el pasado 17 de febrero la primera fase de la Central Fotovoltaica Puerto Peñasco, enmarcada en el Plan Sonora, un megaproyecto de generación de electricidad solar en la ciudad homónima.

De acuerdo al Gobierno, la primera etapa cuenta con 120 megavatios (MW) de capacidad y en su etapa final, tendrá una capacidad de mil MW previstos para el 2027, con una inversión final de 48 mil millones de dólares.

En exclusiva con Energía Estratégica, el secretario de Asuntos Internos de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), Javier Romero Durand, destaca: “Cualquier inversión en energía fotovoltaica está muy bien vista en el país, sin embargo, el Plan Sonora tiene sus asegunes. Solo en esta primera etapa, el gasto ya asciende a más de la mitad del presupuesto final teniendo en cuenta el terreno, las líneas de transmisión, los estudios, etc”.

“El costo por watt es un presupuesto bastante alto, pero siempre las iniciativas gubernamentales, en este caso del gobierno de Sonora y la Comisión Federal de Energía (CFE), tienden a ser más costosas por sus propios requisitos y por el dinamismo del financiamiento del proyecto”, agrega.

El Plan Sonora apunta a fortalecer las cadenas de suministro del estado del norte con Estados Unidos y fomentar la fabricación de vehículos eléctricos y la construcción de grandes centrales de energía verde, además de promover la producción asociada de litio para baterías.

La CFE adelantó que ya se tienen las posibles ubicaciones para otras cinco plantas solares en Sonora: San Luis Río Colorado, Caborca, Fundición, Navojoa y Puerto Peñasco.

Estas cinco centrales generarían 10,510 GWh, esto equivale a iluminar 2.5 millones de hogares en México. También se abarcarían aproximadamente 6,000 kilómetros circuito para poder contar con las herramientas de sustitución o reserva de capacidad que prestan el resto de centrales generadoras.

Para el especialista, es erróneo considerar al estado de Sonora como el potencial solar de México: “Se está colocando en un Estado que tiene muchos proyectos solares pero no tiene tanto consumo por lo que habrá problemas tanto para las líneas de transmisión como de distribución. Se debería distribuir ese potencial solar en lugares donde también hay consumo”.

Por otro lado, le parece positivo la creación de la línea de transmisión en corriente directa hacia Baja California Sur, ya que es un estado que sufre problemas de electricidad porque no se ha interconectado al resto de la red nacional.

Era necesario construir líneas de transmisión que fortalezcan el corredor del noroeste (Baja California, Sonora, Sinaloa) para desahogar la generación renovable del estado de Oaxaca.

“No es un mal plan, es muy desafiante, pero hay que verlo aisladamente. Es un gran proyecto local, pero a nivel nacional nos quedamos cortos ya que es prácticamente lo único que se ha lanzado últimamente en materia de energías renovables”, añade.

Falta de participación privada en el Plan Sonora

Como en la mayoría de sus proyectos los gobiernos necesitan la participación del sector privado. En este caso licitaron las partes del interproyecto para el procurement de los equipos y la construcción, donde se generarían alrededor de 2 mil empleados.

No obstante, Romero afirma que al estar todo muy regulado por la CFE, tampoco tiene mucho juego de iniciativa privada.

“Habría lugar para un plan Sonora en manos del sector privado pero debería estar ubicado en la zona metropolitana. En el sureste del país también habría posibilidades pero es un error concentrarlo todo en un solo hotspot. Hay que pensar al menos 10 o 12 y a partir de eso hacer la inversión”, insiste.

Cabe destacar que los nuevos parques solares en el estado se construirán con financiamiento respaldado por Estados Unidos a tasas preferenciales y esa deuda será asumida de manera directa por México. Esto permitirá a la estatal CFE ser dueña de grandes parques solares sin aumentar su deuda.

En este sentido, el analista argumenta: “Como el dinero y el financiamiento es escaso preferiría que se apostara todavía más por la generación distribuida que no requiere esta gran inversión en transmisión y distribución”.

El potencial de la generación distribuida

Para Romero, un cinturón de energía solar como México debe estar mucho más enfocado en la generación distribuida que en proyectos como el Plan Sonora.

“México tiene un potencial mucho más alto en generación distribuida de lo venimos logrando. Se obtienen aproximadamente 500/600 megas anuales de generación distribuida que sería menos de lo que va a estar produciendo ese parque”, explica.

“Estando a nivel nacional. el potencial que tiene la generación distribuida, sería alrededor de 30.000 megas a lo largo y ancho del país. Suponiendo que obtenemos la mitad de ello sería fenomenal considerando que actualmente las energías renovables representan apenas 6.000 MW”, añade.

De acuerdo al representante de ANES, se puede distribuir la energía a lo largo y ancho del país aprovechando la infraestructura, ya que México tiene muchos circuitos que casi no cuentan con generación distribuida y “sería bueno aprovecharlos”.

Según Romero Durand, el gobierno también podría renovar esfuerzos en programas de generación distribuida sobre todo para las clases bajas que tienen problemas con el suministro de electricidad.

“En vez de darles un bono, deberían transformar ese subsidio en financiamiento con apoyo gubernamental para que la gente adquiera su propio sistema sin afectar la rentabilidad del público. Esto nos ayudaría a salir de la famosa pobreza energética de México”, argumenta.

Problemas en el sector fotovoltaico a nivel utility scale 

El especialista advierte cierto estancamiento a gran escala por falta de otorgamiento de permisos y habilitaciones por parte del Gobierno.

“El tema siguen siendo los permisos. La reforma energética puso énfasis en los proyectos de gobierno y no importando la tecnología. Esta apuesta por los proyectos en los que la CFE tenga el 55% de la generación no ha ayudado mucho a los proyectos de gran escala”, asevera .

No obstante, el secretario de Asuntos Internos de ANES, insistió en que no hay que pensar tanto en gran escala, sino que se debe apostar en tecnologías como la generación distribuida, almacenamiento, micro redes y electro movilidades a futuro.

“Seguir impulsando grandes parques a la larga podría ser un error que nos  va a costar caro por el nivel de inversión que se requiere para la construcción. Si vamos a hacer proyectos de gran escala que estén cerca de los centros de consumo”, concluye.

Cox Energy presenta su oferta de adquisición por Abengoa el pasado lunes 9 de enero en el Tribunal de Instancia Mercantil de Sevilla (Sección 3ª). Esta oferta se presenta dentro del plazo de recepción de ofertas habilitado por el juzgado con relación al concurso de acreedores en el que entraron treinta y tres filiales de Abengoa el pasado 10 de noviembre de 2022.

La oferta presentada por Cox Energy plantea adquirir todas las áreas de negocio y el corporativo de Abengoa presentando un plan industrial sólido que garantiza la viabilidad de la compañía a corto, medio y largo plazo.

Este plan industrial permite garantizar los más de 9.505 puestos de trabajo, mantener la sede social en Sevilla, a la vez que aprovecha la complementariedad geográfica de ambas organizaciones, extendiendo la presencia de Abengoa a aquellos países donde Cox está ya presente, como por ejemplo en mercados como Norteamérica, Colombia, Centroamérica y Caribe.

El objetivo final es conformar un grupo líder de ingeniería a nivel mundial.  Esto es posible gracias a que Cox es una compañía industrial española, con un accionariado estable y una solvencia contrastada, que cuenta con presencia global centrada en el sector de la energía.

La actividad de la organización en España y en Latinoamérica, sobre todo en Chile, permite plantear un plan financiero e industrial para los próximos tres años con cargas de trabajo inmediatas y en firme por valor de más de 3.200m de euros, bajo el esquema de “Cost-plus” con rentabilidad garantizada para Abengoa.

Estos proyectos inmediatos se incrementarán con una nueva cartera de proyectos de gran visibilidad para el período 2026-2030, que representarán igualmente carga de trabajo que Cox Energy aportará a Abengoa de forma directa bajo el mismo esquema de rentabilidad garantizada.

“Esta es una oferta meditada que nace de un análisis profundo de Abengoa realizado en las últimas semanas, junto con nuestros asesores financieros y legales, Arcano y Medina Cuadros Abogados, a partir de reuniones con el equipo directivo de Abengoa, la representación sindical de los trabajadores, y los principales acreedores financieros”, afirma el Presidente y socio fundador de Cox Energy, Enrique Riquelme.

Y agrega: “Estas conversaciones nos han permitido entender la realidad financiera y operacional de la compañía, y de esta forma, presentar una propuesta sólida, que se acompaña de un plan industrial que maximiza las capacidades complementarias de ambas compañías, garantizando el futuro de Abengoa”.

Riquelme destaca que en Cox “somos conscientes de las dificultades financieras que atraviesa Abengoa (necesidad de liquidez a corto plazo y de avales para ejecutar su plan de negocio) pero estamos convencidos de que nuestra propuesta constituye la solución de presente y futuro para Abengoa y el inicio de una nueva etapa donde la compañía vuelva a ser un referente en España y en el extranjero”.

Jaime Pino, gerente general de Innergex en Chile, expresó su satisfacción por el inicio de la construcción de este segundo parque de baterías, el que viene a aportar flexibilidad, adaptabilidad y seguridad al sistema eléctrico chileno.

“La materialización de este segundo parque de baterías es la constatación de nuestro alto interés por contribuir con el desarrollo del sector eléctrico chileno, aportando con esta tecnología que no solo viene a complementar la cada vez más creciente inyección de energía renovable en el sistema, sino que también a sentar las bases para un mercado seguro y eficiente”, dijo el alto ejecutivo de la generadora de energías renovables.

Y sumó: “Como Innergex estamos convencidos de que este aporte es un importante aliado para el desarrollo sustentable del país, tenemos un férreo compromiso con el impulso de las energías limpias, multitecnológicas y geográficamente diversificado, como uno de los pilares que sostengan este camino hacia la transición energética y la carbono neutralidad”.

El sistema de almacenamiento de energía o BESS tiene por objeto balancear la producción eléctrica, almacenando la energía producida en las horas de mayor disponibilidad solar y menor demanda hacia las horas de mayor demanda y baja o nula producción solar.

Así, las baterías de ion litio son usadas para hacer renewable shifting, es decir, estas se cargan a partir de la producción solar de la planta PV San Andrés y se descargan en horario de mayor valor o escasez de energía, aportando en cada carga alrededor de 5 horas de energía.

Cabe señalar que BESS San Andrés es el segundo parque de baterías que Innergex construye en el país. El primero es BESS Salvador, que actualmente se materializa en terrenos donde se ubica la planta solar fotovoltaica Salvador, de 68 MW, en la comuna de Diego de Almagro, Región de Atacama, y que aportará al sistema una capacidad de almacenamiento de 50 MW/250 MWh.

La construcción de BESS Salvador, con una inversión de US$72,5 millones, se encuentra en un 74% de avance. Se tiene contemplado que ambos parques de baterías ingresen a operaciones a fines de 2023. Desde más de 30 años, Innergex ha creído en un mundo en el que la abundancia de energías renovables promueve comunidades más saludables y produce prosperidad compartida.

Como productor de energía 100% renovable que posee, desarrolla, adquiere y opera plantas hidroeléctricas, eólicas, solares y de almacenamiento de energía, Innergex está convencido de que la generación de energía de fuentes renovables liderará el camino hacia un mundo mejor. Innergex posee una capacidad instalada bruta de 4.184 MW en Canadá, Estados Unidos, Francia y Chile, y gestiona un gran portafolio de activos de alta calidad.

Su enfoque de la creación de valor para los accionistas se basa en generar flujos de caja sostenibles, proporcionar retornos sobre la inversión de capital atractivos y adaptados al riesgo, y distribuir dividendos estables.

En Chile, Innergex opera las centrales hidroeléctricas Licán, de 18 MW, en la comuna de Río Bueno, Región de Los Ríos; Guayacán, de 12 MW, en la comuna de San José de Maipo, Región Metropolitana; Mampil, de 55 MW, y Peuchén, de 85 MW, en las comunas de Santa Bárbara y Quilleco respectivamente, Región del Biobío; los parques eólicos Sarco, de 170 MW, en la comuna de Freirina, Región de Atacama, Cuel, de 33 MW, en la comuna de Los Ángeles, en la Región del Biobío, y Aurora, de 129 MW, en la comuna de Llanquihue, Región de Los Lagos; la Planta Termosolar Pampa Elvira, de 34 MW, en la comuna de Sierra Gorda, Región de Antofagasta; la Planta Solar Fotovoltaica Salvador, de 68 MW, en la comuna de Diego de Almagro, Región de Atacama; el Parque Solar San Andrés, de 50,6 MW, en la comuna de Copiapó, Región de Atacama, además de los citados parque de baterías BESS de 50 MW/250 MWh en Salvador, actualmente en construcción, y del parque de baterías BESS de 35 MW/175 MWh en San Andrés, también en construcción.

El Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) de Chile recibió la solicitud de 18 proyectos renovables en lo transcurrido del corriente año, que se reparten entre la construcción de nuevas plantas de generación (con o sin almacenamiento) e infraestructura eléctrica correspondiente o la ampliación de centrales ya existentes. 

Los emprendimientos suman 887,86 MW de capacidad (sin contar storage), por inversiones cercanas a los 911,66 mil millones de dólares. Y de los dieciocho parques, casi todos son fotovoltaicos y sólo uno eólico, todos en calidad de “calificación” en el sistema. 

Además, siete plantas solares contemplan la incorporación de sistemas de almacenamiento de energía en baterías y cinco también prevén obras subestaciones eléctricas y/o líneas de transmisión en media y alta tensión. 

A continuación, desde Energía Estratégica repasamos los dieciocho parques renovables que solicitaron la aprobación del estudio de impacto ambiental durante estos primeros dos meses del 2023. 

PS Llanos de Marañón

La central de la empresa homónima es la de mayor potencia de la lista en cuestión, ya que contará  con  819.801 módulos monocristalinos bifaciales que sumarán 458 MW de capacidad, un sistemas de baterías y una subestación elevadora 33/220 kV y redes de baja y media tensión soterradas, por lo que la inversión ascenderá a MMUSD 372.

El proyecto se ubicará aproximadamente a 4 kilómetros al noreste del centro de la ciudad de Vallenar y un segmento de 1,5 km estará en la comuna de Freirina, en el sector de la Subestación Nueva Maitencillo. 

PS Oro y Cielo

Acciona Energía solicitó la aprobación en el SEA para una planta solar de 107,5 MWp. Asimismo, se prevé la construcción de una SE de 33/220 kV y una línea de transmisión de 2×220 kV, de aproximadamente 5,6 km de extensión. Obras que estarán localizadas en las comunas de Til-Til y Colina, en la Región Metropolitana, en un área total de 167 ha. 

Para la fase de construcción se ha considerado una duración de 14 meses, la fase de operación será de 30 años y la fase de cierre tendrá una duración de 6 meses. 

Arboleda Solar

El emprendimiento de la firma Guanaquito Solar SPA consta de un parque fotovoltaico de 97,48 MW, con un sistema de almacenamiento mediante baterías, en una superficie de 173,66 ha y una LT de alta tensión (LAT) de 66 kV para inyectar el aporte energético al Sistema Eléctrico Nacional (SEN), localizadas en la comuna de Teno, provincia de Curicó, perteneciente a la región del Maule. 

Solar Ray I

Emplazado en la región de Comuna de Puchuncaví, región de Valparaíso, la compañía homónima desea avanzar en el montaje de 82.089 paneles (total de 50 MW) y 12 centros de transformación, que se repartirán entre el área de generación (6 de 6 MVA) y los bancos de batería (4 centros de 6 MVA en el BESS 1 y 2 de  6 MVA en el segundo sistema de almacenamiento). 

Parque Fotovoltaico Cormorán

Compuesto por 6 unidades de generación, el PS de la comuna Constitución tendrá una potencia total instalada de 24 MWp, sumado a un sistema de baterías con capacidad de 8 horas de almacenamiento, y una línea de evacuación de media tensión en 23 kV de 1,54 kilómetros. 

Leona del Agua II

Por otro lado, este proyecto consiste en la construcción y operación de un parque fotovoltaico de 33.410 paneles en la comuna de Quilleco, por una inversión cercana a los MMUSD 17. El mismo inyectará su energía generada a la red de distribución y se construirá a lo largo de dos etapas (21996 módulos en la primera fase y 11414 en la segunda), para finalmente llegar a 18,3 MW de capacidad. 

FV Ñuble

La firma Carmen Solar dio ingreso al sistema de tramitación ambiental a un emprendimiento de PMGD con generación y almacenamiento de energía eléctrica, con 18750 paneles solares y 4 bancos de batería 2 MWh cada uno. Es decir que la potencia instalada en módulos FV será de 10.8, mientras que el almacenamiento de energía alcanzará 8 MWh, extendiendo la inyección de energía en el horario nocturno. 

Parque Eólico Vergara

Es el único de esta extensa lista que tendrá aerogeneradores. Puntualmente serán seis equipos con una potencia de hasta 7,2 MW cada uno que, en conjunto, poseen una potencia nominal total de hasta 43,2 MW, lo que representará una inversión cercana a los MMUSD 65. 

La energía eléctrica producida en los aerogeneradores será evacuada a través de una línea eléctrica de media tensión de 23 kV y 3.722 metros de longitud de los cuales 2.564 metros corresponden a la proyección aérea de la línea eléctrica y 1.151 metros a una proyección soterrada de la misma. Esta línea eléctrica unirá el parque eólico con una subestación eléctrica existente en el territorio, denominada Subestación Eléctrica Nahuelbuta de 23/66 kV. 

Más generación fotovoltaica

Además de los proyectos mencionados, existen otras 9 centrales de mediana escala que pretenden incorporar 69,62 MW, desde nuevas construcciones, ampliaciones o, incluso, una planta híbrida: 

PS Altair, de 10,87 MW en la comuna de Mulchén
PS Aris, de 10,87 MW en Bulnes
PFV Zorzalito, de 9 MW y 3 MW de almacenamiento en Vallenar3
FV Aldea, de 8,37 MW y 8 MWh de storage en Chillán
PFV Salares Norte, prevé añadir 7,7 MW a una central diésel ya existente en Diego de Almagro
PFV El Roble, de 7 MW con almacenamiento (no especifica) en Llay Llay
PS Alfa, de 6,01 MW de capacidad en la comuna de Buin
PS El Milagro, de 6 MW y una línea de media tensión en 15 kV en Doñihue
Ampliación de 3,8 MW de la central fotovoltaica Faro de El Triunfo, con la llegaría a 10 MW en Coquimbo.

En el marco del Foro de la Universidad Javeriana “Colombia 2040: Oportunidades y Desafíos en Ingeniería”, el director del Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas- IPSE-, Javier Campillo, participó como panelista para exponer la línea que tiene la Transición Energética Justa a la que le apuesta el Gobierno del Cambio.

“Tal como se plantea en el programa de Gobierno, debemos transitar de una economía extractivista a una economía productiva, bajo un principio de gradualidad, soberanía y confiabilidad, los cuales buscan sustituir progresivamente las fuentes energéticas fósiles por unas menos contaminantes como las renovables, con el fin de diversificar la matriz energética y asegurar la soberanía de la misma en el país”, explicó Campillo.

En el panel de Transición Energética también participaron Francesco Bertoli, responsable de infraestructura y redes de Colombia ENEL; David Ospina, director de Planeación Financiera de DIELCO, Juan Daniel Rueda, gerente de Nuevas Energías de Terpel; y moderó Diego Patiño, director del Departamento de Ingeniería de la Universidad Javeriana.

“Colombia tiene un reto a 2040 y es la reindustrialización de nuestro país, que es la clave de la Transición Energética Justa.  Debemos cambiar ese modelo de importar y repensarnos el país para comenzar a fabricar. No vernos como usuarios de energía sino como desarrolladores de ella. Tenemos un gran potencial en de energías renovables no convencionales y  el camino es el trabajo articulado e inclusivo entre el sector público, privado, académico y las comunidades”, afirmó el director del IPSE.

El funcionario hizo énfasis en que uno de los pilares de la Transición Energética Justa es la inclusión participativa e incidente de las comunidades que viven en las zonas más apartadas y olvidadas del país. El objetivo es impactar en el desarrollo territorial a través del impulso de proyectos productivos locales que generen un crecimiento orgánico.

“¿Cómo le brindamos el servicio a aquellas familias que aún no cuentan con energía eléctrica? Las Comunidades Energéticas son un buen ejemplo de lo que se puede hacer poniendo los recursos distribuidos al servicio de estas poblaciones”, agregó el gerente de Nuevas Energías de Terpel.

Por su parte, el director de planeación de DIELCO expresó: “hay que invertir en la reindustrialización del país para atacar la pobreza, hay que llegar a las regiones con empleo, se debe hablar de equidad energética y aumentar la productividad nacional para llegar a mercados internacionales”.

“Tenemos previsto invertir en Colombia 7 billones de pesos en los próximos 3 años en nuevos proyectos renovables y modernización de las redes. Acabamos de presentarle a la UPME que solo en el departamento de Cundinamarca tenemos 6 mil megavatios de potencial solar atrapado, porque requiere una inversión en redes. Para desencadenar se requiere crear nuevas subestaciones.  Son datos importantes que demuestran el desafío para entidades privadas y públicas, y academia”, afirmó el responsable de infraestructura y redes de Colombia ENEL.

Entre las conclusiones finales se expresó que a Colombia le queda un reto enorme que debe ser entre sectores privado, público y la academia, que lleve al país a una transición justa, equitativa e incluyente que promueva un modelo sostenible de desarrollo económico del país.