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DHL Supply Chain, el principal proveedor mundial de logística por contrato comparte los avances que ha logrado en materia Ambiental, Social y Gobernanza (ESG por sus siglas en inglés) en Latinoamérica durante el 2023, esto en línea con el objetivo que el Grupo DHL ha establecido para reducir las emisiones anuales de gases de efecto invernadero a menos de 29 millones de toneladas métricas para el año 2030. Además, de promover la inclusión laboral y la diversidad en la región, al mismo tiempo que fortalece su gobernanza a través de una gestión de cumplimiento sólida y prácticas comerciales éticas.

“Nuestro grupo impulsa iniciativas para promover prácticas que nos ayudan en nuestros objetivos de sostenibilidad de una forma que todos en DHL Supply Chain podamos contribuir desde las distintas áreas de ESG hacia las comunidades donde operamos”, mencionó Agustín Croche, CEO de DHL Supply Chain en Latinoamérica.

Particularmente en el pilar ambiental, el equipo de Latinoamérica de DHL Supply Chain ha implementado diversas soluciones para reducir las emisiones de carbono en las operaciones de almacenamiento, siendo que para finales del 2023 cerca del 90% de sus centros de distribución en la región funcionan de manera neutral en cuanto a emisiones de carbono, estableciendo un objetivo de alcanzar el 100% para finales de 2025.

Además, la compañía ha experimentado un crecimiento significativo en el uso de energías renovables, con un aumento del 873% en la capacidad de producción solar instalada en México desde el año 2022.

En Brasil, se han instalado 5,000 metros cuadrados de paneles solares al cierre del 2023 y en materia de transporte de bajas emisiones, DHL Supply Chain en Latinoamérica incluye 135 vehículos eléctricos e híbridos, 2 vehículos Double Deck, 31 vehículos y camiones a gas, así como 10 cajas oversized que permiten hacer más eficiente el transporte, 16 TRAILARS (vehículos con paneles solares incluidos), entre otros; lo que se traduce en soluciones más sostenibles para los clientes en la región, así como en más de 3.6 kTon de CO2e reducidos.

En el ámbito social, DHL Supply Chain ha demostrado su compromiso con la inclusión y el impacto social en la región. A través de alianzas con ONGs y asociaciones, han llevado a cabo actividades que han impactado a más de 10 millones de personas en Latinoamérica con el apoyo de 9,327 voluntarios que han destinado casi 37,000 horas para contribuir a la sociedad.

Por ejemplo, en México, recientemente Oscar de Bok, CEO Global de DHL Supply Chain, se reunió con los participantes del Programa “Mi Primer Empleo” el cual se realizó en colaboración con Aldeas Infantiles SOS y que tiene como objetivo brindar una primera experiencia laboral a jóvenes beneficiarios.

Mientras que en Chile, como parte del pilar social en la Playa Loncura de la región de Valparaíso, Chile, se dieron cita más de 110 voluntarios de DHL Supply Chain con un objetivo en común: realizar la limpieza de la playa, para contribuir a generar un cambio positivo en su comunidad. Mano a mano, se juntaron alrededor de 100 kilos que afectaban el ecosistema, los cuales fueron clasificados entre desechos marinos orgánicos y desechos que pueden ser reciclados, siendo estos últimos los de mayor cantidad e impacto.

Además, han implementado programas de inclusión laboral para incrementar la participación de mujeres en la industria y la comunidad LGBTQ+, adicionalmente se han diseñado rutas de empleabilidad para grupos específicos como personas con discapacidad. Por ejemplo, en Brasil, se ha creado un banco de talentos con más de 5 mil mujeres y personas de otros grupos vulnerables para una mejor inclusión y retención de talentos, mientras que en Perú se ha implementado un Programa de Inclusión Laboral específico para personas con discapacidad, logrando alcanzar el 3% de colaboradores con discapacidad en la compañía.

En términos de gobernanza, DHL Supply Chain América Latina ha reafirmado su compromiso con la integridad y buenas prácticas comerciales. Han implementado una sólida gestión de cumplimiento, el respeto y promoción de los derechos humanos, sistemas de informes transparentes y precisos, medidas de ciberseguridad resilientes y una gestión rigurosa de proveedores.

DHL Supply Chain reafirma su compromiso de ser un líder en sostenibilidad y de generar un impacto positivo en la región de Latinoamérica. A través de su enfoque en ESG, la compañía busca impulsar un cambio positivo en la industria y contribuir al desarrollo sostenible de las comunidades en las que opera. El reporte de actividades puede ser consultado aquí.

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Este lunes 12 de agosto, la presidenta electa Claudia Sheinbaum Pardo anunció a través de una conferencia de prensa que Emilia Calleja Alor asumirá como la próxima titular de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), actualmente encabezada por Manuel Bartlett. Se trata de la primera vez en la historia de México que una mujer asume ese cargo.

Emilia Calleja Alor es ingeniera electrónica por el Instituto Tecnológico de Celaya y cuenta con más de 20 años de experiencia colaborando en diversos sectores la CFE.

Su ficha de presentación incluye una maestría en Administración de Alta Dirección por la Universidad Autónoma de Coahuila y diplomados en instrumentación y control, administración de la capacitación, relaciones humanas, liderazgo y formación de mandos medios.

Según la presidenta electa, se trata de una mujer que viene «desde abajo», empezando con cargos operativos y administrativos que hoy la llevaron a asumir este rol predominante.

En efecto, en el 2019, recibió el nombramiento como la primera super intendente de una central generadora en la Central Termoeléctrica de Salamanca y en mayo del 2023, mediante un proceso de selección encabezado por la Dirección General de la Comisión, se convirtió en la primera directora de una Empresa Productiva Subsidiaria, la CFE Generación I.

En el marco del acto de presentación, Emilia Calleja Alor agradeció a Sheinbaum por el reconocimiento y enfatizó: «Con su dirección continuaremos con el legado y trabajo de la administración que concluye, que como bien sabemos, rescató a la CFE y defendió la soberanía energética de México».

“Continuaremos fortaleciendo el 54 por ciento de la participación en la generación (de energía) nacional que tenemos en la Comisión Federal de Electricidad e impulsando su crecimiento garantizando que la electricidad llegue a todos los hogares a precios accesibles y promoviendo el uso eficiente de la energía y la transición energética”, agregó.

Durante un breve discurso en el cual detalló su experiencia laboral dentro de la CFE, Calleja Alor también hizo una reflexión personal sobre cuestiones de género: «Siendo mujer, el haber crecido en una área predominantemente masculina de una área de la ingeniería representó un reto enorme, pero también puedo decir que me ha dado las más grandes satisfacciones. Esta encomienda la recibió con mucho honor y además con mi compromiso y responsabilidad hacia la empresa, Dra».

«Con el corazón digo, gracias Presidenta Electa y gracias a quienes han reconocido el esfuerzo pensando siempre en lo que es mejor para la CFE y para México. El no bajar los brazos, el no rendirse cuando los obstáculos parecen seguir creciendo, superarlos e ir adelante, tiene sus frutos», concluyó.

Cabe destacar que Sheinbaum también confirmó que Luz Elena González será la titular de la Secretaría de Energía, actualmente encabezada por Miguel Ángel Maciel Torres.

En cuanto a su formación y experiencia, Luz Elena Gonzalez se desempeñó como Secretaria de Administración y Finanzas desde el 2018 y cuenta con una licenciatura de Economía por la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM) y una maestría en derecho por la Universidad Tecnológica con una especialidad en derecho fiscal.

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El Decreto 0977 por el cual se reglamenta el artículo 231 de la Ley 2294 de 2023(PND), que permite la implementación de los Distritos Mineros Especiales para la Diversificación Productiva, fue firmado el pasado 2 de agosto.

Estos Distritos son el instrumento para planificar la minería y llevar diferentes soluciones a las comunidades donde se presenta una alta dependencia de la actividad minera, permitiendo que se complemente y direccione para atender las necesidades de los territorios.

El Ministerio de Minas y Energía ha avanzado en el diálogo con el objetivo de identificar y priorizar los municipios que conformarán los Distritos para la Diversificación Productiva en Antioquia, Nariño, Boyacá, Cesar, Cundinamarca, Cauca, Valle del Cauca, Caldas y Chocó.

Con el decreto se realizará la delimitación en conjunto con las entidades y otras instituciones nacionales, municipales, departamentales en concertación con los pueblos y comunidades étnicas.

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A partir de esta delimitación, se dialogará mediante mesas intersectoriales de trabajo con todos los niveles y con la representación de las comunidades de los diferentes sectores productivos, para establecer mecanismos y acciones que logren solucionar las problemáticas que se hayan identificado. Los Distritos van a abordar diferentes situaciones.

De una parte, hay Distritos Mineros para la Vida y la Paz, en zonas de alta presencia de la minería informal, con un enfoque hacía la formalización minera junto al desarrollo de una actividad minera sustentable y la rehabilitación de los territorios. También, por otra parte, se establecen los Distritos Mineros para la Transición Energética Justa, con un enfoque hacia la descarbonización y la reconversión productiva.

El Gobierno del Cambio avanza así en la transformación del sector minero de la mano de las comunidades, consolidando la participación y el poder constituyente en un camino hacia la Minería para la Vida, que tiene en cuenta lo ambiental, lo social, lo productivo y lo laboral como pilares de la transformación de este sector en el país.

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En una colaboración histórica destinada a acelerar la transición hacia la energía renovable, el líder tecnológico chino Tongwei Co., Ltd., reconocido por su innovadora fabricación de paneles fotovoltaicos, anuncia una asociación estratégica con el Grupo Dragon de México.

Juntos, estos pioneros de la industria se disponen a desarrollar un importante proyecto fotovoltaico a gran escala y multi-sitio para Grupo Elektra, un destacado actor en los sectores minorista y financiero mexicanos.

Este ambicioso proyecto tiene como objetivo instalar 25,6 MW de capacidad fotovoltaica y entregar una impresionante producción anual promedio de 35,5 millones de kWh, lo que permitirá eliminar aproximadamente 33.400 toneladas de emisiones de dióxido de carbono.

En junio de 2024, para fortalecer la relación corporativa, los directivos del Grupo Dragon visitaron las instalaciones de Jingtang de Tongwei Solar Technology Co., Ltd., donde fueron testigos del poder de los procesos de fabricación altamente automatizados e inteligentes de las “super fábricas” de Tongwei. A principios de agosto, los primeros módulos fueron recibidos con éxito en México para iniciar el despliegue del proyecto.

A través de esta asociación, Tongwei y Grupo Dragon aprovecharán su vasta experiencia para ofrecer una solución fotovoltaica robusta que mejorará significativamente la producción de energía y la sostenibilidad en México. Esta iniciativa representa un paso crucial en la reducción de la huella de carbono y en la promoción de la energía verde en la región.

Ventajas para los socios

Tongwei Co., Ltd.

Como líder mundial en tecnología solar, aporta sus avanzados paneles fotovoltaicos, reconocidos por su alta eficiencia y durabilidad. La asociación con Grupo Dragon no solo amplía la presencia de Tongwei en el mercado norteamericano, sino que también posiciona a la empresa como un actor clave en la promoción de soluciones energéticas sostenibles a nivel global.

A través de esta colaboración, Tongwei se compromete a intensificar sus esfuerzos en I+D y a aprovechar sus avanzadas capacidades de fabricación para satisfacer la creciente demanda de energía limpia en México.

Grupo Dragon

Una destacada empresa mexicana con amplia experiencia en proyectos energéticos a gran escala, con un fuerte enfoque en la sostenibilidad y objetivos corporativos orientados a la creación de valor económico, social y ambiental, liderará el desarrollo e implementación de los sistemas fotovoltaicos.

Al asociarse con Tongwei, Grupo Dragon obtendrá acceso a tecnología de alta calidad y reemplazará las fuentes de energía tradicionales por alternativas limpias, reforzando así su misión de promover el desarrollo sostenible en México. Esta colaboración subraya el compromiso de Grupo Dragon con la innovación al mismo tiempo que apoya la creación de empleo local y el crecimiento económico.

Grupo Elektra

Como una de las principales empresas de retail y servicios financieros de México, está comprometida con prácticas socialmente responsables. La empresa busca mejorar su sostenibilidad operativa mientras ofrece valor a sus clientes y a las comunidades en las que opera.

La adopción de la avanzada tecnología fotovoltaica de Tongwei a través del Grupo Dragon permitirá a Grupo Elektra reducir su consumo de energía de la red y su dependencia de los combustibles fósiles, alineando así a la empresa con sus objetivos de sostenibilidad corporativa. Este proyecto subraya el compromiso de Grupo Elektra con la gestión ambiental y los posiciona como líderes en el mercado mexicano en prácticas sostenibles.

Impacto ambiental

Se espera que esta asociación estratégica reduzca de manera significativa las emisiones de gases de efecto invernadero, contribuyendo a los objetivos de México para un futuro más verde. Al utilizar paneles fotovoltaicos de alto rendimiento, el proyecto multi-sitio tiene como objetivo generar miles de megavatios-hora de energía limpia anualmente, abasteciendo a comunidades y empresas mientras promueve la sostenibilidad ambiental.

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En línea con las ambiciosas metas del gobierno colombiano de alcanzar las 6 GW renovables antes de finalizar su gestión, empresas internacionales ven al país como una región clave para avanzar con sus proyectos.

Además, la demanda energética a nivel nacional tiende a crecer año a año y las energías renovables se presenta como la mejores aliadas para garantizar un suministro confiable.

En este contexto, Future Energy Summit (FES) vuelve a Colombia por cuarta vez con evento que convocará a ejecutivos, funcionarios y diferentes actores de envergadura de la industria de las energías renovables del región Andina, para debatir sobre los principales temas de agenda, los desafíos de diversificar la matriz y oportunidades de negocio en la región.

Como en ediciones anteriores, el encuentro FES Colombia, que se llevará adelante el 29 y 30 de octubre en el Hotel JW Marriott de Bogotá, contará con amplios espacios para la realización de networking y habrá meeting points donde los auspiciantes mostrarán sus últimas novedades y desarrollos tecnológicos para el sector.

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Se espera que más de 500 profesionales asistan a la cumbre para analizar el futuro de las energías renovables en la región. Dentro de la nómina de empresas que acompañarán el evento, Seraphim, fabricante líder de la industria fotovoltaica global, encabezará el primer panel llamado «Estado de la energía solar fotovoltaica en Colombia: Visión de líderes» a través de su gerente de ventas, Mayron Morales, con la mirada puesta en analizar Estrategias de inversión, financiación y logística de proyectos renovables en Colombia.

Los productos fotovoltaicos de Seraphim se distribuyen en 28 países de Latam, y abarcan una amplia gama de proyectos, desde instalaciones a gran escala hasta sistemas residenciales y comerciales del segmento de generación distribuida. El ejecutivo describirá cómo los módulos han evolucionado en los últimos años, pasando de la tecnología Mono PERC, a la TopCON.

En efecto, se espera que comparta las principales ventajas que traen los módulos bifaciales para posibilitar la toma de decisiones informada al momento de elegir las celdas para su proyecto fotovoltaico. 

A su turno, el panel 3 titulado «La puesta del sector renovable por la innovación tecnológica y la eficiencia en proyectos para maximizar la competitividad del sector solar en la región Andina» contará con la participación de Marco Ricci,  gerente de ventas de Solis, empresa de origen chino con 19 años de experiencia en la electrónica de potencia para el sector fotovoltaico.

De esta forma, Ricci revelará los retos y oportunidades que posee la región para lograr una mayor penetración de renovables en distintos segmentos de la economía. Además, analizará la evolución de la utilización de sistemas BESS en Latinoamérica, al punto que los países avanzan con regulaciones y normativas específicas y el sector privado poco a poco desarrolla más proyectos de esa índole, ya sea pilotos o hasta de gran escala.

Por otro lado, Olvia Malagón, Head North Latam de Arctech, fabricante y proveedora de soluciones de sistemas de estructura fija y sistemas de seguimiento solar, será quien encabezará el panel 4 llamado: «Estrategia renovable de Colombia: Seguridad energética y diversificación de la matriz».

Durante la cita, Malagón expondrá sobre las claves para la eficiencia de la energía solar en sus distintas escalas de proyectos y cómo se posiciona Colombia dentro de la industria renovable de Latinoamérica.

Por todo lo expuesto, el Future Energy Summit (FES) se ha consolidado como un evento clave para los profesionales de las energías renovables, proporcionando una plataforma para el intercambio de conocimientos, la creación de redes y la exploración de oportunidades de negocio.

La edición de 2024 promete ser un punto de encuentro crucial para aquellos interesados en el avance de las energías limpias en Latinoamérica, ofreciendo perspectivas innovadoras y fomentando el desarrollo de proyectos sostenibles en la región.

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El ministro de Energía y Minas, Rómulo Mucho, inauguró el Taller “Intercambio de mejores prácticas para el desarrollo de hojas de ruta de hidrógeno verde y bajo en carbono en la región Asia-Pacífico” del Grupo de Trabajo en Energía, en el marco del Foro de Cooperación Asia-Pacífico (APEC-Perú 2024).

Allí, el funcionario se mostró en favor de diversificar la matriz a nivel nacional y señaló que la ventaja que tiene el Perú es su gran potencial solar, eólico y otras fuentes renovables, tecnologías que cada vez abaratan sus costos, permitiendo la producción de un hidrógeno verde más competitivo.

“Ante las dificultades de corto plazo presentadas por la crisis energética y climática, nuestras economías han asumido un papel cada vez más determinante en el comercio global y las cadenas de suministro de energía renovable”, explicó.

Y agregó: “Nos enfrentamos al desafío de una transición hacia un desarrollo más sostenible, resiliente, e inclusivo. Por ello, con el desarrollo de esta conferencia, damos inicio a una semana de reuniones en las que se tratarán diversos temas que tendrán un impacto a nivel doméstico de cada una de nuestras economías y a nivel del bloque APEC”.

En tanto a los esfuerzos del país por lograr esos objetivos, el ministro remarcó que, con la finalidad de incrementar la participación de las energías renovables en el Perú, está en curso de aprobación la modificación de la Ley N° 28832, que eliminará barreras de ingreso de energías no convencionales al mercado de energía.

De acuerdo a Mucho, este proyecto legislativo busca incrementar la competencia e inversión de fuentes no contaminantes y conseguir menores costos de generación, lo que contribuirá a reducir las tarifas eléctricas que pagan millones de usuarios.

Para lograr todo ello, la iniciativa propone dos cambios fundamentales para el mercado eléctrico: separación de energía y potencia en los contratos de suministro y el establecimiento de bloques horarios al estilo chileno.

Se trata de las mismas modificaciones que se plantearon en el proyecto de ley 4565 que fue enviado en marzo del 2023 al Congreso de la República pero que no han logrado pasar a pleno. No obstante, el ministro se mostró optimista en que avanzarán las conversaciones en la esfera política y enfatizó en la necesidad de aprobar este proyecto de regulación con carácter de urgencia.

Además, el titular de la cartera de Energía y Minas celebró como un hito la aprobación de la Ley de Fomento de Hidrógeno Verde, Ley N° 31992, que permitirá un mayor aprovechamiento del alto potencial de las energías renovables, viabilizando la producción de hidrógeno.

Esta normativa aprobada el 23 de marzo pasado recae en los proyectos de ley 3267, 3272 y 4374,  y tiene como objetivo fomentar la investigación, el desarrollo, la producción, la transformación, el almacenamiento, el acondicionamiento, el transporte, la distribución, la comercialización, la exportación y el uso del hidrógeno verde como combustible y como vector energético en el país.

Asimismo, hizo hincapié en la importancia de esta ley para descarbonizar los procesos productivos de actividades altamente contaminantes tales como la minería.

Según el funcionario, el hidrógeno puede jugar un papel fundamental porque podría reemplazar al combustible líquido en el transporte de mineral y en la producción de explosivos. Tal es así que el ecosistema minero va vuelve interesante para la incorporación de este vector energético.

Por todo lo expuesto,  Mucho resaltó que el Foro APEC 2024 marca un hito importante para las economías que forman parte, ya que presenta la guía de políticas para el desarrollo del hidrógeno verde y de bajas emisiones que permitan alcanzar las metas estratégicas comunes en la región.

En línea con esos objetivos, hizo un llamado a los miembros del APEC para trabajar juntos en la transferencia de tecnología y desarrollo de capacidades, para enfrentar el desafío de los costos para hacer este vector energético competitivo.

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La matriz eléctrica brasileña continúa creciendo rápidamente en 2024: en julio, la expansión lograda en el año alcanzó 6.525,74 megavatios (MW), con la entrada en operación de 183 plantas, según datos difundidos por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL). Sólo en julio, el aumento de la oferta fue de 875,42 MW.

El avance observado en julio se debe a la entrada en operación de 10 plantas solares fotovoltaicas (494,82 MW) y 17 plantas eólicas (380,60 MW).

Las plantas que comenzaron a operar en 2024 están instaladas en 15 estados de las cinco regiones del país. Los destaques, en orden descendente, son Rio Grande do Norte (1.687,55 MW), Bahía (1.603,50 MW) y Minas Gerais (1.184,88 MW).

Bahía fue el estado de mayor expansión en julio, con 20 nuevas plantas en operación y un aumento de la oferta de 594,60 MW. Minas Gerais quedó en segundo lugar, con tres plantas y 161,61 MW incorporados a la matriz eléctrica.

La capacidad total es de 204,5 GW.

El 2 de agosto, Brasil contaba con 204.477,1 MW de potencia inspeccionada, según datos del Sistema de Información de Generación de la ANEEL, SIGA, actualizados diariamente con datos de plantas en operación y proyectos adjudicados en fase de construcción. De este total en operación, según SIGA, el 84,65% de las plantas se consideran renovables.

Una aproximación más detallada al crecimiento de la oferta eléctrica se puede encontrar en el panel RALIE, que reúne información sobre la expansión de la matriz eléctrica. Con un formato intuitivo, la herramienta amplía el acceso a datos de inspección de nuevas plantas en implementación y facilita el seguimiento de la ampliación de la oferta de generación según año, región, tipo de fuente de energía, entre otros filtros. Los objetivos son mejorar la interactividad y brindar más información sobre las obras de generación.

La información del panel se actualiza mensualmente con base en inspecciones in situ a las obras de las plantas generadoras y en los datos disponibles en el Informe de Seguimiento de Proyectos de Generación Eléctrica (Rapeel), que cuenta con el aporte de las empresas inspeccionadas por un Análisis exhaustivo por parte del equipo de seguimiento. Consulte este enlace para conocer los informes e indicadores de la ANEEL relacionados con la generación de electricidad.

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El domingo 27 de octubre se llevarán a cabo las elecciones presidenciales y parlamentarias que definirán el rumbo que tendrá el país por los siguientes cinco años, y por lo tanto, también los lineamientos energéticos venideros. 

Tras conocerse que el oficialismo propondrá un nuevo acuerdo multipartidario de energía con miras al 2050 y la ratificación de la segunda transformación energética del país (principalmente por la generación renovable del sector privado), desde la principal fuerza opositora aportaron algunos de los ejes que tienen previstos en caso de ganar los comicios. 

Yamandú Orsi, candidato a presidente por el Frente Amplio, remarcó la importancia de no abandonar la senda de las energías renovables, sino más bien “revitalizarla” y profundizar aún más en la transición energética a través de una política de Estado en concordancia con una visión integral e integradora entre el sector público y el privado. 

“La clave está ahí, y también entre las entidades públicas que refieren al tema energético, considerando que Uruguay tiene dos empresas muy potentes que construyeron y fueron la base del país, y que ambas trabajan en ese sentido”, sostuvo durante un evento de la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER). 

“El futuro nos encontrará con un nuevo diseño institucional, donde la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) y la Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Pórtland (ANCAP) tendrán un vínculo más fluido porque lo exige la realidad”, agregó.

Asimismo, el candidato presidencial por el Frente Amplio subrayó que esa visión integradora también implica tener en cuenta todos los eslabones o fases (transmisión, distribución, generación y comercialización), incluso a nivel regional dada la posibilidad del intercambio energético con países vecinos, fundamentalmente con Brasil. 

“Por todo esto, hay un compromiso que debemos asumir en el que debe haber una mirada estratégica donde participen todos en algunas definiciones. Y por ende, se debe retomar la lección dada en el 2010 con el acuerdo multipartidario de energía”, manifestó Orsi. 

Es decir que hay un principio de consenso entre los dos de los tres espacios políticos más representativos del país para actualizar el acuerdo dado en 2010 durante la gestión de José Mujica, por el que se adoptó la primera etapa de la transición energética en Uruguay y que significó más de USD 8.000 millones de inversión público-privada, donde el sector público tuvo un rol de coordinador del sistema y administrador del esquema de subastas. 

“También se debe continuar con la hoja de ruta del hidrógeno verde e invertir y analizar las tarifas para el riego. Sumado a que se trazaron objetivos respecto a la energía fotovoltaica que deberíamos tener y que se llegará hasta donde se pueda, pero no se puede detener nunca, como tampoco el mantenimiento de todos los sistemas instalados ni en la formación de las personas”, complementó quien también fue intendente de Canelones.

“Existen desafíos de carácter global, donde el mundo exige y reclama temas vinculados a la mitigación del cambio climático y nosotros nos comprometemos a colaborar para mitigar y no seguir perjudicando lo que ocurre con los gases de efecto invernadero”, añadió. 

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La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) en su sesión 1330 del 10 de agosto de 2024, adelantó la revisión del estudio del balance de Oferta de Energía Firme y de la Demanda para el período 2025-2029 y adoptó las siguientes decisiones con el fin de asegurar la confiabilidad en el suministro de energía en el corto, mediano y largo plazo:

–Convocar una subasta de reconfiguración para los períodos 2025-2026, 2026- 2027 y 2027-2028. Para ello, se expedirá un proyecto de resolución que incluirá la convocatoria a los mencionados períodos.

El proyecto de resolución incluirá el cronograma de las actividades para las subastas, que se llevarán a cabo de manera secuencial. Además, se establecerán incentivos para la participación de plantas existentes, plantas existentes con obras, plantas especiales en construcción y nuevas.

Las subastas de reconfiguración se convocan mientras se dispone de la actualización de las proyecciones de demanda por parte de la Unidad de Planeación Minero – Energética (UPME). –

De manera simultánea con las subastas de reconfiguración, avanzar en la determinación de una subasta de expansión para el período 2028-2029 o 2029- 2030.

De este modo, la CREG sigue avanzando en las acciones necesarias para asegurar el suministro confiable y seguro de la demanda de energía eléctrica.

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AES Argentina se encamina hacia un futuro con más energías limpias mediante una estrategia en la que todo el crecimiento de la empresa esté vinculado principalmente a proyectos eólicos, solares y de sistemas de almacenamiento, considerando que la compañía buscará salir de la quema del carbón en el país antes del 31 de diciembre del 2025 y del gas natural a nivel global hacia el 2040. 

Y para poder explotar todo el potencial renovable de Argentina, la empresa puso foco en la importancia de contar con más infraestructura eléctrica, tanto en almacenamiento como capacidad de transporte, que permitan llevar la energía verde hacia los centros de demanda.

“Al haber problemas de transmisión eléctrica, es una oportunidad única y gigantesca para tener almacenamiento y generar firmeza, tanto para la eólica y solar, como para mejorar el estatus del sistema de transporte”, afirmó Martín Genesio, presidente y CEO de AES Argentina. 

“Pero más allá de que los generadores participen o no en la ampliación del sistema de transporte eléctrico, falta una normativa de mercado. Se necesita una regulación en la cual el mercado resuelva el problema de la transmisión”, aseveró durante un evento. 

“Por ejemplo, hay empresas que invierten y lo cobran en el precio de la energía para recuperar la inversión, otras esperan a que las líneas estén o tienen curtailment en los puntos de interconexión. Pero desde el 2015 hasta la fecha las inversiones en proyectos eólicos y solares se hicieron donde se podían hacer y no donde se debían llevar a cabo”, continuó. 

Justamente la magra capacidad de transporte disponible en las redes es uno de los grandes cuellos de botella a los que se enfrenta el sector renovable argentino, sobre todo en aquellas zonas con mejor factor de carga para la instalación de parques eólicos y solares. 

Dicha problemática podría resolverse a partir de la materialización del conjunto de líneas y readecuaciones de estaciones transformadoras que la Secretaría de Energía aprobó en junio del 2023 durante la gestión anterior (ver nota); o mismo por las nuevas obras que se presenten en la convocatoria del MATER 360 o en las manifestaciones de interés para gestionar y financiar ampliaciones del sistema de transmisión de energía eléctrica en alta tensión (Res. 562/2023 lanzada en julio).

Genesio: “Tenemos desarrollados más de 1000 MW en proyectos eólicos y cerca de 200 MW en parques solares”

Además, desde el sector esperan la concreción de una resolución de gobierno para inversiones privadas transmisión, anunciada desde la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético de la Nación a finales de abril del corriente año y por la que se establecerían nuevas reglas de juego que faciliten el desarrollo de las obras en más de 132 kV.

Si bien desde aquel entonces hasta la fecha la medida aún no salió a la luz en el Boletín Oficial, el Poder Ejecutivo explicó que la normativa permitirá que el propio Estado o un agente del sector privado presente un proyecto y éste vaya a licitación. 

Si la entidad que formuló dicha obra y se tomó el trabajo de realizar los estudios para llevarla a la convocatoria no resultara ganadora de esa licitación, recibirá un pago por parte del adjudicatario gracias a la idealización de la propia obra y por incurrir en costos previos del desarrollo. 

“Argentina no está tan interconectado como debería para aprovechar los recursos y exportar a mercados internacionales. Si bien implicaría más inversión en infraestructura, da una oportunidad en un plazo más corto. Hay un potencial gigantesco en energía eólica y solar, pero faltan líneas de transmisión que lleven ese potencial a los centros de demanda”, subrayó el presidente y CEO de AES Argentina.

“Lo tuvimos en la década del ‘90 con las famosas SALEX (Subcuentas de Excedentes por Restricciones a la Capacidad de Transporte del corredor correspondiente) con las que el mercado resolvía el problema y se generaban inversiones en aquellos lugares donde el mercado mismo incentivaba la inversión. Hoy las SALEX no funcionarían, pero igualmente falta es una discusión urgente para que el mercado solucione la problemática”, concluyó. 

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En el marco de la creciente demanda de energía a nivel regional, el Coordinador Eléctrico Nacional chileno llevó adelante un webinar titulado Modernización de los mercados mayoristas en Colombia y Chile: ¿Dos países en dirección contraria?.

En el encuentro, expertos en la materia analizaron la tendencia de Chile hacia un mercado spot con señales de precio, en comparación con las discusiones recientes en Colombia tendientes a reconsiderar un modelo de despacho basado en costos.

Uno de ellos fue Raúl Lancheros, director de regulación de la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen) quien aseguró que los altos precios en la tarifa eléctrica hacen inminente la incorporación de fuentes de energías no convencionales y la regulación no puede ir por detrás de esa tendencia.

“Los proyectos renovables venideros serán cada vez más diversificados con diferentes dimensiones y en ubicaciones más remotas. Eso representa un reto enorme si queremos entrar en un mercado de costos. Muchos creen que para modernizar los mercados mayoristas hay que ser gradual a través de un sistema híbrido”, explicó.

Y agregó: ”Los cambios asustan a los inversionistas. Algunas empresas tienen bastantes dudas de pasar de un esquema de costos a un mercado de ofertas por lo que se deben reducir las incertidumbres. Hablar de un cambio siempre cuesta. No obstante, la mejor manera de transicionar es preservando las recetas que han funcionado bien e incorporando ajustes que atraigan la inversión”.

En este sentido, el experto insistió que en medio de una coyuntura de precios altos, se están dando discusiones “fuera de foco” que preocupan a los inversionistas.

De lo contrario, de acuerdo a Lancheros, Colombia necesita un programa de respuesta a la demanda como se ha hecho en ocasiones anteriores en el país. Este, si se acompaña de las señales correctas, efectivamente dinamizará el mercado.

“Hoy tenemos la demanda desconectable voluntaria: un mercado de respaldo que no es como tal un programa de respuesta a la demanda. Sin embargo, necesitamos la medición inteligente como habilitador”, sugirió

Según el especialista, hoy en día en Colombia la medición inteligente lastimosamente no ha sido implementada ni desarrollada y, sin ella, la respuesta a la demanda es muy costosa y solo participan los agentes grandes consumidores de energía . Esta herramienta abrirá la puerta a nuevas figuras y empresas pioneras para que funcionen como agregadores de demanda y movilizadores del mercado.

“Si bien estamos tímidos en respuesta de demanda, en almacenamiento estamos congelados. Colombia tiene la fortuna de tener grandes baterías que no se les paga por el manejo. Tenemos grandes embalses y no tenemos un mercado de servicios complementarios que les den un incentivo para ahorrar agua”, analizó.

E insistió: “Tienen un compromiso contractual, contratos bilaterales de confiabilidad que los lleva a tener un uso racional y eficiente de los embalses pero no tienen un incentivo por no entregar energía y guardarla para más adelante”.

De esta forma, advirtió que la remuneración de servicios complementarios ayudaría al país a obtener ventajas importantes con la habilitación de una participación más activa de sistemas de almacenamiento, entendidos no solamente como baterías, sino como toda aquella tecnología que promueva el guardado de energía para su posterior uso, como por ejemplo, el hidrógeno.

Por otro lado, como lección aprendida de los efectos del fenómeno de El Niño, enfatizó en la necesidad de mayor integración regional para evitar racionamientos de energía. En este sentido, Lancheros concluyó que una integración mayor con mercados como Panamá, Perú y Ecuador haría que las crisis energéticas disminuyan e incentivaría la entrada de más proyectos renovables.

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En una era marcada por la diversificación hacia fuentes de energía más sostenibles, el hidrógeno verde emerge como un actor protagonista en la ecuación energética global.

Tras la aprobación en marzo de este año de la ley del fomento al hidrógeno verde en Perú (Ley N° 31992), crece el interés de numerosas empresas e instituciones por invertir en este tipo de proyectos en el país.

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

Uno de ellos fue Christian Polanco, Process Engineer de RWE TI, compañía global de  Ingeniería y Consultoría enfocada en la transición energética quien reveló ambiciosos objetivos en cuanto al hidrógeno.

“Tenemos una cartera de proyectos de hidrógeno verde en desarrollo de aproximadamente 10 GW y nos propusimos como objetivo hasta el 2030 lograr una capacidad instalada de electrolizadores de hasta 2 GW. Estos son números importantes”, explicó.

No obstante, el experto señaló que para lograr dar luz verde a estos proyectos, existen una serie de desafíos por superar.

“Es fundamental contar con un correcto marco regulatorio y condiciones políticas que fomenten la inversión y el desarrollo de estas tecnologías; programas de financiamiento adecuados (ya sea de entidades privadas como públicas) y contratos confiables con los clientes. Todo esto dará la solidez necesaria para que la economía del hidrógeno avance”, enfatizó.

Además, Polanco destacó una serie de campos de acción para los legisladores de políticas con el objetivo de lograr una exitosa economía verde del hidrógeno.

“Para impulsar la industria se necesitan medidas que contribuyan a una expansión masiva de energías renovables como la ampliación de infraestructura de hidrógeno y procedimientos de aprobación rápidos, reglamentos y criterios de electricidad verde pragmáticos e instrumentos de financiación simples”, insistió.

Growing Green: programa de inversión y crecimiento 

Para contribuir a la transición energética, RWE no solo trabaja en hidrógeno sino que además cuenta con un programa que incluye muchas otras tecnologías limpias denominado “Growing Green”.

“Estamos acelerando el ritmo de nuestra estrategia de inversión y crecimiento Growing Green. Prevemos una inversión bruta en efectivo de 55 mil millones de euros para el 2030 en proyectos de energía eólica offshore y onshore, energía solar, almacenamiento, generación flexible y proyectos de hidrógeno. El resultado será una capacidad adicional de 65 GW de energía limpia de aquí a 2030”, explicó.

Esta inversión prevista se suma a los 20 mil millones de euros netos que ya ha invertido la multinacional en su negocio verde desde el 2021. El objetivo global es alcanzar la neutralidad climática a nivel corporativo para el 2040.

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Vestas desembolsará alrededor de R$ 130.000.000 (cerca de USD 23.400.000) en Brasil para ampliar su fábrica ubicada en el municipio de Aquiraz (estado de Ceará), en pos de producir turbinas eólicas más modernas para la región. 

Puntualmente, la firma danesa fabricará el modelo V163 de 4,5 MW de capacidad, en lo que representa una evolución del diseño V150 según explicaron durante el anuncio, dado que tendrá un mayor tamaño de rotor y su área de barrido de las palas será 18% superior. 

“La inversión significa nuevos empleos, generación de riqueza para la región y crecimiento del estado. Empresas como Vestas, comprometidas con el desarrollo nacional, fortalecerán el mercado energético y harán de Brasil aún más protagonista global en la transición energética”, señaló el Ministro de Minas y Energía de Brasil, Alexandre Silveira, quien estuvo presente en el acto de anuncio. 

“Cuando una empresa del tamaño de Vestas anuncia que invertirá 130 millones de reales en Brasil, es seguro que estamos fortaleciendo la industria de la energía eólica, que Brasil se ha ganado una vez más la confianza de los inversores internacionales. Esta inversión significa empleos garantizados, generación de riqueza para la región y crecimiento del estado de Ceará”, agregó el ministro.

Además de incrementar la capacidad de producción de la segunda fábrica de Vestas en Brasil (la otra está en el polo portuario de Pecém, también en el estado de Ceará), la empresa proyecta impulsar la creación de un polo industrial eólico en la región que pueda atraer fabricantes de equipos y piezas.

Cabe recordar que la multinacional danesa cuenta con aproximadamente 179 GW de capacidad instalada en 88 países a lo largo del mundo, de los cuales más de 14,4 GW están instalados en Latinoamérica,  en más de 4500 aerogeneradores distribuidos en 21 países.

A ello se debe añadir que meses atrás informaron que llevaron adelante estudios que apuntan más de 41 GW en nuevos proyectos eólicos hasta 2032 dentro de LATAM (ver nota), a pesar que la región pudiera estar menos incursionada por las subastas a medida que crezca la demanda comercial-industrial, como también el hidrógeno verde. 

De ese total, Chile podría abarcar 6,2 GW a partir de las “retiradas aceleradas de carbón”; en tanto que las perspectivas para Argentina son de 3,9 GW de potencia adicional a través del Mercado a Término MATER), dependiendo del crecimiento de las redes de transmisión. Mientras que Brasil representaría el 56% de las adiciones eólicas (cerca de 23 GW), impulsado principalmente por la expansión del libre mercado. 

Crecimiento futuro de la eólica en Brasil

Alexandre Silveira también dio a conocer que, a lo largo de las últimas subastas de transmisión y energía nueva, el gobierno aportó viabilidad para el desarrollo de 600 nuevos proyectos eólicos que suman cerca de 26 GW de potencia, que representan alrededor de R$ 100.000.000.000 en inversiones y 300.000 nuevos empleos en la región nordeste del país. 

“Además, el desarrollo de nuevas tecnologías hace viable la energía eólica marina, que está en camino y que ya el Instituto Brasileño del Medio Ambiente y de los Recursos Naturales Renovables (IBAMA) registró más de 234 GW de proyectos frente a las costas brasileñas”, indicó.

“Por lo que las empresas comprometidas con el desarrollo local, como por ejemplo Vestas, fortalecerán el mercado y harán de Brasil un protagonista aún más global en la transición energética”, subrayó. 

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La región Caribe da un paso firme hacia su autonomía energética con la creación de la Empresa Energética del Caribe, un proyecto estratégico que marca el inicio de una nueva era en la gestión y producción de energía renovable en Colombia.

En un acto histórico, los gobernadores de los departamentos del Caribe colombiano y el Gobierno Nacional, representado por el Ministro de Minas y Energía, aprobaron trabajar conjuntamente en la creación de esta nueva empresa que podrá abastecer a los 2.762.374 hogares de la región y miles de establecimientos comerciales e industriales.

“Este es un paso muy importante para que el Caribe haga una planeación energética distinta, esta empresa hará a la región más competitiva desarrollando su potencial climático con vientos y sol generando la energía que el país necesita. Ratificamos nuestro compromiso para contribuir en la constitución de esta empresa que marcará la historia del Caribe y contribuirá a la transición energética del país”, destacó el Ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho.

Este hito representa el primer paso en un ambicioso proceso de transición energética, orientado a consolidar la capacidad de la región para generar y gestionar su propia energía, aprovechando al máximo sus condiciones climáticas favorables, como la abundancia de horas de sol y la fuerza de sus vientos que mejorarán la vida de 12 millones de colombianos que residen en esta región del país.

Para el gobernador del Atlántico, Eduardo Verano, “esta empresa energética necesita el apoyo del gobierno nacional y debe ir de la mano del Ministerio de Minas y Energía, con un gerente y un equipo que conozca el sector y nazca y se sostenga para el beneficio de la gente del Caribe colombiano”.

La Empresa Energética del Caribe se perfila como un HUB energético que, con una visión estratégica clara, buscará replicar modelos exitosos de empresas como el de las Empresas Públicas de Medellín (EPM) y el Grupo de Energía Bogotá (GEB), pero adaptado a las necesidades y potencialidades del Caribe colombiano.

Este nuevo actor permitirá la implementación regional de energías renovables, posicionando a la región como un referente en sostenibilidad y gobernanza energética.

Las conversaciones concretas y puntuales sobre la empresa energética del Caribe comenzarán cuando formalmente sea aceptada la propuesta y cada gobernación delegue un experto para que haga presencia en la mesa de trabajo. Con una planificación robusta y un enfoque de sostenibilidad, la empresa articulará sus esfuerzos en planes de acción a corto, mediano y largo plazo.

Entre las iniciativas destacadas se incluyen proyectos de energía solar, energía eólica onshore y offshore, y eventualmente, tecnologías más vanguardistas como la producción de hidrógeno, que sentarán las bases para una autonomía energética sólida y duradera.

La creación de esta empresa mejorará de manera directa el componente de generación de energía en la ecuación de la tarifa. Esta nueva entidad se convertirá en aliado fundamental de la apuesta de transición energética del gobierno nacional por medio de sus estrategias de comunidades y municipios energéticos.

El camino hacia la autonomía energética en el Caribe ha comenzado, y con esta alianza, la región está más cerca de convertirse en un líder en la transición energética en Colombia y Latinoamérica.

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Aluar, uno de los mayores productores de aluminio del país, invertirá aproximadamente USD 400.000.000 para ampliar su parque eólico instalado cerca de la planta industrial en la localidad de Puerto Madryn (Chubut) y llevarlo de 246 MW a 582 MW de capacidad. 

El anuncio formal fue en el marco del 50° aniversario del inicio de su producción de aluminio de Aluar (8 de agosto de 1974), pero la compañía preparó el proyecto con mucha anticipación, a tal punto que a mediados del 2023 llevó a cabo las audiencias públicas por el impacto ambiental. 

“Mientras que en abril de este año comunicamos a la Bolsa de Buenos Aires la intención de avanzar con el proyecto de 312 MW, y ahora cerramos la provisión de los equipos y lanzamos la obra, agregando cuatro aerogeneradores a lo previsto inicialmente para que finalmente el proyecto sea de 336 MW”, explicó Gabriel Vendrell, , en conversación con Energía Estratégica. 

“También se hizo la audiencia pública por la línea de alta tensión de 132 kV, que es una obra privada y la Secretaría de Energía de la Nación pidió que hagamos el trámite y la audiencia pública correspondiente, en el marco del artículo N°31 de la Ley N° 24065 (Régimen de la energía eléctrica)”, añadió. 

Cabe aclarar que, para la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA), el nombre del proyecto es “Etapa II – Fase IV”, pero popularmente Aluar denominó esta ampliación como “Etapa V” para simplificar en la Bolsa de Buenos Aires y porque es la quinta obra vinculada a energía eólica de la compañía. 

“El parque es 100% para autogeneración de energía de Aluar, conectado directamente a la planta de aluminio, por lo que no es un generador del sistema eléctrico argentino. No hay antecedente en Argentina de un proyecto one-shot, como este de más de 300 MW”, reveló Vendrell. 

¿Cómo estará compuesto? Esta nueva fase contemplará la instalación de una nueva estación transformadora, una línea de alta tensión de 132 kV y 56 nuevos aerogeneradores provistos por la firma china Goldwind, debido a una cuestión de “oferta técnica – económica”, que estarán distribuidos en una superficie de 200 kilómetros cuadrados.

Los aerogeneradores tendrán 6 MW de capacidad cada uno, 165 metros de diámetro de palas y 100 metros de altura de buje; sumado a que contarán con tecnología PMD (Permanent Magnet Direct Drive), es decir de imanes permanentes de eje directo.

Mientras que septiembre del 2026 es el mes previsto inicialmente para la entrada en operación del parque eólico que se ubicará en el campo lindero de La Flecha, por lo que Aluar se abocará 100% en este proyecto que les permita seguir el camino de la descarbonización. 

“Aluar está en una carrera por la sostenibilidad y la reducción de la huella de carbono de sus productos, por lo que el objetivo a largo plazo es tener una matriz energética 100% renovable. Gracias a esta ampliación, lograremos reducir a la mitad el consumo de combustibles fósiles y gas natural en la planta, es decir, casi 600.000 toneladas de dióxido de carbono por año o 280.000.000 m3/año de gas”, detalló el gerente de Recursos Energéticos de Aluar. 

“Además, todavía está la idea de llevar adelante una sexta etapa (ya se hizo audiencia pública al respecto) pero todavía hay un largo camino por recorrer, aunque la señal y la dirección de la empresa está muy clara”, concluyó. 

La entrada Nueva etapa: Aluar expandirá su parque eólico en Puerto Madryn por más 330 MW de potencia se publicó primero en Energía Estratégica.

El fuerte temporal que afectó principalmente a la zona centro-sur de Chile, con vientos de hasta 124 kilómetros por hora que produjeron la caída de árboles y postes que dañó el tendido eléctrico, aún tiene a cientos de miles de usuarios a nivel nacional.

Hecho que puso en la mira la situación y accionar de las distribuidoras de energía eléctrica, de tal modo que el Poder Ejecutivo anunció el inicio del proceso de caducidad de la concesión de ENEL (principal distribuidora de energía en la Región Metropolitana) y abrió las puertas a la creación de una empresa estatal de distribución de energía eléctrica. 

“¿Queremos tener un servicio 100% privado de distribución eléctrica o queremos algún tipo de convivencia entre lo público y privado donde lo público desarrolle este músculo que permita responder a la emergencia?”, preguntó Diego Pardow, ministro de Energía de Chile, durante una sesión de la Comisión de Minería y Energía del Senado. 

El titular de la cartera energética expresó que es una pregunta “pertinente” que las autoridades gubernamentales deben hacerse, una vez concluyan las labores tras el temporal y se reponga el suministro energético de los clientes afectados. 

Esta nueva compañía pública podría funcionar de manera similar a la Empresa Nacional de Petróleo (ENAP), fundada en 1950 y dedicada a la explotación, producción, refinación y comercialización de petróleo, gas y sus derivados, y de energía eléctrica. 

Además, a mediados de abril del corriente año, el directorio de ENAP aprobó el plan de descarbonización en el que asumió la reducción del 25% de sus emisiones de dióxido de carbono equivalentes para 2035 y del 50% para el año 2050, por lo que apuntarán a cerrar contratos de compra – venta de energía renovable. 

“Hay muchas empresas de distribución eléctrica y las dos que mejor funcionan son estatales: Électricité de France y Korea Electric Power Corporation (KEPCO). Mientras que en California conviven empresas públicas y privadas, y en caso de emergencias de este tipo, la empresa pública va más allá de su espacio de concesión y repone el servicio”, afirmó Pardow

“Es una debate de fondo que debemos tener y es una pregunta a la que invito reveamos una vez terminada la emergencia para tener ese músculo público con las herramientas que tengamos”, insistió frente a los legisladores. 

Aunque aclaró que no será de forma inmediata ya que resultaría “imposible” imaginar que la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) del país automáticamente desarrolle esa propuesta y cree la empresa estatal de distribución de energía eléctrica para reponer ya mismo las líneas caídas; sino que se llevaría adelante con el tiempo y a la par que convive el ámbito público con el privado.

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Hace un año el ministro Andrés Camacho llegó a la cartera de Minas y Energía, con avances significativos en la Transición Energética. Al respecto, se destacan los siguientes logros:

Plan 6GW.

Grandes proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable. Este plan tiene como objetivo llegar a 6 GW de capacidad instalada en Fuentes No Convencionales de Energía Renovable para el año 2026 en el país.

Al inicio del Gobierno del Cambio, el país contaba con 166 MW en FNCER en operación comercial. De acuerdo con esto, hemos logrado:

Contamos con más de 1,2 GW de FNCER en operación comercial, 10 veces más de lo que teníamos al iniciar el gobierno.
Tenemos más de 1,8 GW de FNCER, inyectando energía al Sistema Interconectado Nacional. • El 16 de febrero de 2024 concluyó la Subasta de Cargo por Confiabilidad, de las resoluciones CREG 101 024 de 2022 y 101034A de 2022. Las obligaciones de energía firme asignadas fueron 4,4 GW para plantas solares nuevas (99%).
Junto a ANLA, logramos la expedición de la licencia ambiental para la segunda fase del proyecto Colectora, permitiendo avanzar en la construcción de la nueva subestación Colectora 500kV y la línea eléctrica en el tramo Colectora (La Guajira) y Cuestecitas (Cesar). Esto permitirá conectar 2.3 GW de energía al Sistema Interconectado Nacional (proyectos FNCER en el Cesar y La Guajira), representando el 6% de la capacidad instalada y el 9,6% de la demanda máxima del país.

Comunidades Energéticas.

El 17 de mayo de 2024, en Bojayá, lanzamos la Estrategia Nacional de Comunidades Energéticas, con la entrega de 23 comunidades energéticas educativas en el Chocó. Con este programa, las comunidades del país podrán generar la energía que consumen a través de proyectos de bioenergía, energía solar o pequeñas centrales hidroeléctricas, atendiendo las necesidades puntuales de sus poblaciones. Se recibieron más de 18.000 postulaciones a Comunidades Energéticas en todo el país.

Hoy en día, se tienen focalizadas 2.475 comunidades identificadas y validadas de las cuales 1.000 fueron priorizadas y serán construidas por el gobierno del cambio. A la fecha hemos inaugurado:

23 Comunidades Energéticas en el Chocó.
3 Comunidades Energéticas en Guainía.
2 Comunidades Energéticas en Sucre.
1 Comunidad Energética en Tolima.

Con más de 3400 beneficiarios y una inversión superior a los $19 mil millones.

Municipios y Territorios Energéticos.

Cumaribo, Vichada, se convirtió en el primer Municipio Energético del país a partir de energía solar:

Inversión: 20 mil millones
Beneficiarios: 1350 usuarios
Cantidad de Paneles: 3094
Capacidad: 1423kWp

El programa de Municipios y Territorios Energéticos cuenta con 427 Municipios Energéticos postulados.

15 iniciarán construcción en el segundo semestre de 2024.
1.6 billones de inversión en línea de financiamiento de FINDETER para parques de generación de energía renovable.

Usuarios Conectados.

Entre 2023 y 2024, hemos logrado 77.527 nuevos usuarios conectados al servicio de energía eléctrica, de los cuales 39.325 corresponden a municipios PDET.

Movilidad eléctrica.

En octubre se inaugurará la primera ruta eléctrica del país. Más de 400 km electrificados para automóviles eléctricos conectando Cali – Bogotá.

Eólica costa afuera.

 Colombia es el primer país Latinoamericano y del Caribe en desarrollar un proceso competitivo para la construcción de proyectos de energía eólica costa afuera.

El Ministerio de Minas y Energía ha expedido conjuntamente con la Dirección General Marítima, las resoluciones 40284 de 2022 y 40712 de 2023, con las cuales se reguló el desarrollo de proyectos eólicos costa afuera mediante un proceso competitivo. En un área de aproximadamente 12.000 km2, que abarca los departamentos de Atlántico, Bolívar, Sucre y Magdalena, se podrán nominar áreas con un máximo de 270 km2 para la producción de energía eólica.
La meta de capacidad instalada en las áreas adjudicadas se estima entre 1 y 3 GW. Las inversiones podrán llegar a más de 1 billón de dólares y generarán más de 4000 empleos por proyecto.

Hidrógeno.

Este año se inaugurará el proyecto de hidrógeno verde más grande de Latinoamérica, realizado por la empresa Hevolution en Antioquia: 2,3 MW de electrólisis, 1000 kg de hidrógeno diario, y 5000 kg de amoníaco diario.

A nivel Regulatorio:

Trabajamos en la normatividad que permitirá generar incentivos para la producción de hidrógeno verde en el país. www.minenergia.gov.co
Se publicó a comentarios el decreto para certificación de origen, mesa técnica intersectorial, flexibilización de trámites y sistemas de información.

Distritos Mineros.

Este año hemos focalizado nueve distritos mineros para la diversificación productiva en zonas de alta presencia de minería informal, así como en zonas que buscan transitar hacia economías descarbonizadas. Hemos impulsado programas de formalización minera en beneficio de más de 2.000 mineros mediante la entrega de 53 contratos de concesión y 52 subcontratos de formalización minera.

Gestión eficiente del Fenómeno de El Niño.
Gracias a la gestión del MinEnergía, superamos el Fenómeno de El Niño sin ningún racionamiento. Durante la declaratoria de Fenómeno de El Niño, se realizaron 36 sesiones del PMU de la energía (CACSSE), en las cuales se hacía un seguimiento constante de la situación climática para atender la demanda energética del país. Junto a la Superservicios, realizamos visitas a empresas y embalses para revisar aspectos técnicos.

Así mismo habilitamos la entrega de excedentes al sistema interconectado nacional, además de ampliar temporalmente su capacidad de transporte, inyectando energía y logrando así mantener la confiabilidad y fortaleza del sistema.

Inyectamos más energía al sistema, entre enero y julio de 2024, entraron en operación 33 parques solares que permitieron fortalecer la matriz de generación del país durante el Fenómeno de El Niño.

Adicionalmente, gracias a la resolución 40132 DE 2024 las FNCER operaron a su máxima capacidad, y, a través del decreto 484 DE 2024, se habilitó disponibilidad de gas natural con destino a la demanda de gas eléctrica durante eventos de baja hidrología.

La entrada Los hitos de Andrés Camacho a un año de asumir el mando del Ministerio de Minas y Energía se publicó primero en Energía Estratégica.

Tras una reunión realizada en las oficinas de Senapred en la que participaron el subsecretario de Interior, Manuel Monsalve, y subsecretarios de distintas carteras, el ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, señaló que, luego que el presidente Gabriel Boric solicitara al Ministerio de Energía revisar la caducidad, tras la reunión de Senapred, se anunció el inicio de este proceso.  

“Este proceso administrativo tiene varias etapas. Su primera etapa es un requerimiento que  funciona como un ultimátum, donde se le ponen condiciones de servicio que tienen que ser  cumplidas en cierto plazo”, explicó Pardow. 

De acuerdo con la autoridad, este ultimátum contempla que la empresa cumpla con el nuevo plan de recuperación presentado, que considera la conexión de 20.000 clientes durante la jornada de mañana jueves. “Los dos planes de recuperación anteriores no se cumplieron, no  puede haber una tercera vez. Este plan se va a segmentar en periodos de 24 horas y si no hay  20.000 clientes conectados durante las 24 horas de mañana, este procedimiento se moverá a  su siguiente fase administrativa, que es la fase adversarial”, añadió el secretario de Estado. 

Además, Pardow explicó que el Gobierno también ha formulado cargos a la empresa  distribuidora CGE por infracción a las normas de reposición de suministro. “CGE tiene algunas de las comunas de la Región Metropolitana afectadas y, en particular, por la situación de  O’Higgins, donde la falta de ritmo en la recuperación de clientes es también una razón de  extrema preocupación”, concluyó.  

Respecto del comunicado emitido por la empresa ENEL durante la presente jornada, el  ministro Pardow aseveró que no se hizo cargo del llamado realizado más temprano por el presidente Boric.  

“Nuestra preocupación es con qué cara se le va a pedir a los consumidores chilenos que  paguen las boletas de electricidad cuando el servicio de distribución eléctrica ha sido no  solamente incompetente, sino indolente. Entonces cómo vamos a pedirle a los clientes de  nuestro país que día a día pagan sus cuentas, que regularmente se hacen cargo de sus  obligaciones, que enfrenten esa situación cuando evidentemente las empresas han faltado a  su parte de este trato tácito que tenemos la ciudadanía con las empresas”, expresó. 

La entrada Gobierno de Chile inicia proceso de caducidad de la concesión de ENEL y exige mínimos de reposición para las próximas 24 horas se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) se encuentra trabajando, de manera coordinada con el Ministerio de Minas y Energía (MINEM) y la Unidad de Planeación Minero – Energética (UPME) en la reglamentación de las comunidades energéticas en Colombia.

En efecto, días atrás, la CREG en su sesión No. 1322 del 13 de junio de 2024, aprobó someter a consulta pública el proyecto de resolución 701 051 “Por la cual se armoniza la regulación para la integración de las comunidades energéticas al Sistema Energético Nacional y se dictan otras disposiciones”.

La consolidación de las comunidades energéticas genera mucha expectativa en el sector energético colombiano al ser una apuesta fundamental en el panorama de la transición energética en Colombia. Por ello, las autoridades regulatorias están trabajando en que este proyecto de resolución entre en vigencia en el menor tiempo posible.

En este marco, Felipe Camargo, CEO de GreenYellow en Colombia, multinacional dedicada a la eficiencia energética y energía fotovoltaica con fuerte presencia en el país, analizó el proyecto de resolución y alertó en la necesidad de mayores garantías que den certeza jurídica a los inversores.

“Como ciudadano colombiano me parece una gran idea, pero desde el punto de vista de inversionista internacional es un esquema que en este momento no es viable. Si quieres montar un proyecto bancable necesitas tener seguridad en los pagos. Actualmente, tal y como está estructurado el concepto de comunidades energéticas, el inversionista tendría que asumir el recobro de los PPAS a través de cada usuario”, explica.

Y agrega: “Al no contar con un ente que funcione como intermediario (ya sea gobierno, operador de red o autoridad local) y garantice los pagos derivados del uso de esa energía, llevar un portafolio a un banco donde para la instalación de 1 MW o 2 MW tienes 245 off takers no resulta rentable”. 

De acuerdo a Camargo, se trata de una iniciativa que podría funcionar muy bien si se gestiona la garantía del ingreso del sistema por un largo periodo de tiempo desde lo público.

En otras palabras, para que la inversión privada y la banca se interesen en desarrollar proyectos bajo este régimen, se requiere que haya una garantía que reúna el riesgo de cobro de todos los usuarios y le de tranquilidad al inversionista porque estos son activos que tienen 30 años de vida útil. 

Más cambios regulatorios

Bajo esta premisa, el ejecutivo advierte que las mejoras desde el punto de vista regulatorio deben venir encaminadas hacia la unificación, convirtiendo al sistema en lo más simple y previsible posible para un inversionista. 

“El proceso de desarrollo de un proyecto solar tiene diferentes etapas y diferentes stakeholders que actúan de forma independiente y no coordinada. Por lo tanto, muchas veces los tiempos no encajan entre un ente y otro porque no están articulados”, alerta.

Y enfatiza: “La regulación debería enfocarse ahora mismo en la articulación entre la cadena de valor y los stakeholders. En Colombia las empresas demoran entre 1 y 8 años en desarrollar un proyecto de 10 MW. Esa falta de previsibilidad es una barrera para los inversionistas, con una mayor articulación entre los stakeholders podríamos acotar ese lapso de tiempo a 1 o 3 años”.

Además, el experto propone no generar poderes extensivos en toda la cadena de valor, que cada entidad ya sea UPME, CREG, autoridades ambientales, operadores de red, proveedores de tecnología e inversionistas tengan sus respectivas responsabilidades. 

“Todos tenemos algo que aportar y todos deberíamos tener responsabilidades con un tiempo límite y un alcance definido para ejecutar su acción. Así podríamos controlar toda la cadena de valor y dar mayor previsibilidad a nuestras inversiones”, concluye.

La entrada Ley de comunidades energéticas: Green Yellow solicita garantías de cobro para incentivar a inversores  se publicó primero en Energía Estratégica.

HIF Global anunció una inversión de USD 36 millones por parte de la agencia del gobierno japonés JOGMEC, a través de Idemitsu Efuels America Corp., para expandir los proyectos de la compañía en Estados Unidos, Australia, Chile y Uruguay. Al sumar esta inversión a las realizadas por Idemitsu Kosan y accionistas existentes en mayo de este año, HIF Global ha levantado USD 200 millones en lo que va del año para financiar sus proyectos.

El presidente de HIF Global, César Norton, señaló que Japón estableció como prioridad la introducción comercial de e-Combustibles en su suministro para respaldar su mandato de reducir un 46% las emisiones de GEI para el 2030.

“Con más de 18 meses de producción en nuestras instalaciones en Haru Oni en la Región de Magallanes, hemos demostrado que los e-Combustibles son una solución real. Prevemos un futuro en el que el e-Metanol, producido por fuentes de energía renovable abundantes y de bajo costo en Estados Unidos, Australia, Chile o Uruguay, se exporte a Japón para la industria naviera o para ser convertido en combustibles como e-Gasolina, e-Diésel o e-SAF, los que se pueden usar en motores actuales sin necesidad de modificar la infraestructura existente”, comentó el ejecutivo.

Por su parte, el presidente de JOGMEC, Daito Michio explicó que “hasta ahora, JOGMEC ha brindado apoyo financiero y técnico para el desarrollo de petróleo, gas y GNL. Sin embargo, a propósito de la actualización de la legislación, nuestro apoyo se extiende a nuevas áreas comerciales de hidrógeno, amoníaco, e-Combustibles y captura y almacenamiento de carbono (CCS, por su sigla en inglés). Con esta inversión inicial, JOGMEC contribuirá a lograr una sociedad neutra en carbono”.

Los e-Combustibles se producen utilizando electrolizadores alimentados con energía renovable para separar el hidrógeno del oxígeno en el agua.

El hidrógeno verde se combina con dióxido de carbono reciclado para producir e-Combustibles carbono neutrales, químicamente equivalentes a los combustibles que se utilizan hoy y que pueden incorporarse a los motores existentes sin ninguna modificación. A través de un proceso de síntesis se produce el e-Metanol, el cual puede convertirse en otros e-Combustibles como la e-Gasolina, e-Diésel o combustible de aviación sostenible (e-SAF).

HIF Global ya había anunciado colaboraciones con empresas japonesas, contando con acuerdos de colaboración con compañías como ENEOS, ITOCHU, JFE Steel, MOL e Idemitsu. Con esta última, además, se generó una carta de intención para el suministro de e-Metanol desde las instalaciones de HIF Matagorda, en Texas (Estados Unidos), y una inversión de US$ 114 millones en mayo pasado.

Por otro lado, el crecimiento del mercado japonés de e-Combustibles está respaldado por diversas iniciativas de políticas críticas impulsadas por los ministerios japoneses en junio de 2021, las cuales incluyen una estrategia de crecimiento verde para el 2050 hacia la carbono neutralidad.

Además, el país asiático apunta a comercializar e-Combustibles a inicios del 2030, lo que fue anunciado por el Ministerio de Energía, Comercio e Industria en mayo del año pasado. A esto se suma la emisión de bonos de Transición Climática de Japón, por JPY$ 20 trillones durante los próximos diez años para financiar créditos fiscales para la descarbonización.

Sobre JOGMEC

La Organización Japonesa para la Seguridad de los Metales y la Energía (JOGMEC, por sus siglas en inglés) es una agencia gubernamental japonesa cuya misión es asegurar un suministro estable y asequible de energía y recursos minerales para Japón. 

Sobre HIF Global

Es la empresa de e-Combustibles líder en el mundo. Desarrolla proyectos a nivel global para convertir la energía renovable en e-Combustibles que puedan utilizarse en motores existentes. El nombre HIF representa la misión de la empresa: proporcionar combustibles altamente innovadores para hacer posible la descarbonización del planeta. HIF está produciendo e-Combustibles hoy en sus plantas HIF Haru Oni ​​en el sur de Chile y está desarrollando proyectos de e-Combustibles a escala comercial en Texas, Uruguay, Australia y Chile.  

La entrada Gobierno japonés invierte US$ 36 millones en HIF Global se publicó primero en Energía Estratégica.

Future Energy Summit (FES), la plataforma líder de eventos creada de la unión entre Energía Estratégica e Invest in Latam, volverá a Chile por tercer año consecutivo para reunir a cientos de profesionales del sector de las energías renovables de Latinoamérica. 

FES Chile se llevará a cabo los días 27 y 28 de noviembre en el Hotel Intercontinental de la ciudad de Santiago (Av. Vitacura 2885, Las Condes), a lo largo de dos jornadas repletas de networking, entrevistas exclusivas, encuentros cara a cara y debates cruciales para la industria energética. 

Una de la figuras que ya confirmó participación es el subsecretario de Energía de Chile, Luis Felipe Ramos, quien brindará una conversación destacada en el evento frente a CEOs, ejecutivos de compañías, autoridades de gobierno, inversionistas, desarrolladores de proyecto, tecnólogos, EPCistas, generadores y gremios líderes del sector renovable de la región.

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Luis Felipe Ramos arribó al cargo en marzo del 2023, en reemplazo de Julio Maturana y producto de un cambio de gabinete por parte del presidente Gabriel Boric, que incluyó movimientos tanto en el área de Energía como Deporte, Obras Públicas, Ciencias, Relaciones Exteriores y Cultura.

Ramos es licenciado en Ciencias Jurídicas de la Universidad de Chile y máster en Derecho con mención en Derecho Constitucional de la Universidad Católica de Valparaíso y especialista en derecho administrativo económico. 

Su carrera en la política se remonta a hace más de una década, dado que desde 2011 a 2012 se desempeñó como asistente jurídico de fiscal y a partir de ese año hasta el 2015 fue presidente del Tribunal Supremo. Mientras que entre 2014 y 2022 fue asesor legislativo del diputado Vlado Mirosevic y posteriormente, hasta su designación en la Subsecretaría de Energía, ocupó el cargo de jefe jurídico de gabinete del Ministerio de Obras Públicas de Chile. 

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Y entre sus recientes participaciones del sector se destaca su intervención en el lanzamiento del proyecto “Explorador de Hidrógeno Verde”, una herramienta que entrega el costo nivelado de la energía considerando la mejor combinación posible entre las fuentes eólica y solar, a la par que permite visualizar cómo los proyectos de H2 verde se traducen en la reconversión de infraestructura existente, creación de empleos, y la generación de oportunidades para que las PyMEs participen en las cadenas de valor. 

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

Por lo que todos esos temas y muchos más serán debatidos durante la cumbre que ya cuenta con entradas Early Bird a la venta (hasta el 2 de septiembre) y con la confirmación de varios referentes del sector entre paneles de debate y cientos de asistentes que podrán participar en los más sofisticados espacios para networking. ¡No se quede sin su lugar!

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La entrada El subsecretario de Energía de Chile asistirá al mega evento de energías renovables FES se publicó primero en Energía Estratégica.

La Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL) se posicionó en contra de la propuesta del Ministerio de Energía respecto a que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) financien los subsidios a las cuentas eléctricas de 4,7 millones de usuarios a través del diferencial que pudiera haber entre el precio estabilizado y el costo de desarrollo de ese tipo de proyectos. 

Desde el gremio que engloban a más de 150 entidades del sector solar manifestaron su preocupación, considerando que el segmento PMGD ha realizado importantes inversiones tanto en generación como en distribución, y alertaron posibles desequilibrios financieros. 

“Una reducción significativa de los ingresos a los PMGD, para la mayoría de los proyectos implicará entrar en default financiero por los próximos dos o tres años, dado que éstos estructuran un cierto nivel de financiamiento y normalmente los flujos de dinero presentes de los primeros años tienen un impacto significativo que los flujos futuros”, sostuvo Darío Morales, director ejecutivo de ACESOL.  

Cabe recordar que la medida anunciada por Diego Pardow prevé un cargo transitorio durante los años 2024, 2025 y 2026  que se aplique a todos los retiros de energía del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), que se destinará a aumentar la cobertura del subsidio eléctrico. 

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

Además, para ACESOL dicha iniciativa podría acarrear la reconcentración del mercado y mayores incertidumbres para las inversiones y financiamientos en energías verdes e infraestructura destinada a la transición energética del país. 

“El mecanismo propuesto para la recaudación de los PMGD limita administrativamente los ingresos y, a diferencia de lo que ocurrió con el PEC-1 y la ley en 2019, en esta oportunidad no se contempla ningún tipo de devolución. Por lo tanto, efectivamente se puede comprometer la recaudación o el monto esperado en función de factores altamente variables”, añadió durante la mesa técnica de Energía. 

Tal es así que Morales mostró que el pago por compensaciones de los Pequeños Medios de Generación Distribuida tienen un comportamiento cíclico entre alzas y bajas desde hace ya varios años:

Enero a agosto 2022 con valores negativos
Septiembre del 2022 a febrero 2023 hubo un aumento de los pagos por compensaciones de PMGD hacia el sistema
Marzo a julio 2023 prácticamente no existieron las compensaciones
Agosto 2023 hasta mayo del 2024 existió incremento “significativo”

“Los pagos laterales también son relevantes porque son traspasados por los generadores que tienen retiros hacia sus clientes, fundamentalmente usuarios libres, y la mayor parte de los pagos se da por los mínimos técnicos y servicios complementarios. Por ende si queremos hacer frente a los pagos laterales debemos buscar la forma de mejorar la competencia, de tal manera que las renovables puedan contribuir a la provisión de servicios complementarios, donde mayormente participan centrales convencionales”, complementó el director ejecutivo de ACESOL.

Es por ello que rememoró la iniciativa enviada por diversas empresas e instituciones del sector energético sobre cómo remunerar los mínimos técnicos de las centrales termoeléctricas, de manera que éstas puedan salir del pago por compensaciones y ser internalizadas, a la par de mejorar el panorama para fuentes más limpias. 

“La propuesta que apoyamos desde ACESOL permitiría sincerar el costo de los mínimos técnicos y tendría un efecto para resolver otros problemas que enfrentan las renovables hoy en día, como la existencia de costos marginales cero en la zona norte del país cuando en esa misma hora hay una presencia importante de generación convencional (20-30%)”, manifestó Morales.

“Una de las gracias del precio estabilizado es que equilibra los ingresos y si bien tiene cierto nivel de incertidumbre, el mercado ha sido capaz de internalizar esa variabilidad.  Sin embargo, a ésta se le suma la variabilidad de los costos marginales horarios y, por tanto, la predictibilidad de las compensaciones es difícil de lograr y a medida que avanzamos al futuro, esa incerteza aumenta y el nivel de predictibilidad que se espera con esta medida sobre los PMGD tiene un alto grado de incertidumbre”, subrayó. 

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Esta semana, la secretaria de Energía y Ambiente de la provincia, Andrea Confini, dio declaraciones a la prensa indicando que el renombrado proyecto de la empresa australiana Fortescue para producir hidrógeno verde en Sierra Grande, fue descartado por la propia compañía y que las tierras que se habían comprometido fueron devueltas a la provincia.

Como argumento a sus dichos, la funcionaria explicó que las condiciones mundiales no son propicias para el avance de este emprendimiento, donde Fortescue desembolsaría 8400 millones de dólares para generar hidrógeno verde a escala industrial, y que, inclusive, tampoco existe la demanda para comprar hidrógeno renovable ni siquiera financiamiento.

Sin embargo, el día de ayer, la propia empresa se encargó en desmentir los dichos de Confini. «En función de algunos dichos que se publicaron en las últimas horas, Fortescue quiere aclarar que está trabajando en Argentina, donde incluso tiene sus oficinas regionales y equipos trabajando en Buenos Aires», anunció la compañía a través de un comunicado.

Aseguró que actualmente se están realizando, en Río Negro, estudios de impacto ambiental y otros de ingeniería, que incluyen la instalación de mástiles de medición de vientos, para el desarrollo del Parque Eólico Cerro Policía.

«La energía que produzca Cerro Policía alimentará en un futuro a la planta de hidrógeno verde que se desarrollaría cuando las condiciones macroeconómicas sean estables. Desde Fortescue celebramos la aprobación de la Ley de Bases y del RIGI. Fortescue está a la espera de la reglamentación de la Ley para evaluar los próximos pasos», reveló Fortescue.

En el comunicado, la compañía aclaró que el avance de la inversión en este proyecto siempre estuvo «vinculada a las condiciones macro y a la reglamentación para el sector».

«Seguimos apostando por la Argentina a la espera de esas condiciones. Por lo pronto, ha comenzado por el parque eólico ya mencionado. Fortescue entiende que la Argentina tiene todo el potencial para realizar proyectos de gran envergadura que puedan contribuir con la innovación y la descarbonización del mundo, un propósito clave para la compañía», cerró su comunicado.

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Reconocido por su biodiversidad y patrimonio natural, Ecuador tiene un enorme potencial para el desarrollo de energías renovables debido a varios factores geográficos y ambientales.

Teniendo en cuenta las oportunidades que presenta la región y en línea con sus objetivos de descarbonización, el Gobierno de Ecuador con la ayuda del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) están trabajando fuerte en acciones que ayuden a diversificar la matriz energética en el país.

Como ya había anticipado Energía Estratégica, en línea con estos objetivos, el BID anunció la aprobación de un préstamo de US$500 millones, sumados a US$100 millones de la Facilidad de Corea para el Cofinanciamiento del Desarrollo de la Infraestructura para América Latina y el Caribe, para impulsar la transición energética y la inversión pública y privada en Ecuador.

En conversaciones con este medio, el ingeniero y docente investigador Alexander Mero, analiza las tecnologías y las regiones más atractivas para invertir esos fondos y brinda recomendaciones para que dichos proyectos lleguen a feliz término.

“Los créditos aprobados recientemente por el BID deberían invertirse en proyectos que tengan un alto impacto y retorno sostenible. Invertir en plantas fotovoltaicas y en la generación de biogás a partir de residuos sería ideal, ya que estas tecnologías no solo son limpias, sino que también pueden aprovechar los recursos disponibles localmente”, explica. 

Y agrega: “Sin embargo, es fundamental realizar un análisis exhaustivo del retorno de inversión para asegurar que estos proyectos sean viables y sostenibles a largo plazo. Además, es crucial que se establezcan mecanismos de financiamiento y apoyo técnico para facilitar la implementación de estos proyectos y asegurar su éxito”.

De esta forma, para garantizar el retorno de inversión es necesario definir previamente los objetivos, alcance, stakeholders y resultados esperados del proyecto.

Una vez definidos estos puntos, es menester identificar los costos iniciales (de capital y operativos), proyección de ingresos, flujos de caja, indicadores financieros, riesgos, análisis de sostenibilidad y el correcto monitoreo y evaluación a través de indicadores de desempeño y revisión periódica.

Puntos estratégicos para desarrollos renovables

Ecuador cuenta con una diversidad geográfica que ofrece grandes oportunidades para el desarrollo de proyectos de energía renovable. 

De acuerdo a Mero, en la región amazónica y la costa, hay un gran potencial para la generación de energía a partir de biomasa, aprovechando los residuos agrícolas y forestales. 

“También la costa presenta oportunidades para la energía eólica, gracias a los fuertes vientos que se registran en ciertas zonas. Por ello, es esencial que se sigan explorando y explotando estas fuentes para diversificar la matriz energética del país”, afirma.

Además, señala que en la zona andina, especialmente en Quito, se están desarrollando importantes proyectos de plantas fotovoltaicas de gran extensión, que están mostrando un crecimiento significativo debido a la alta irradiación solar.

 El almacenamiento como alternativa a las intermitencias de las renovables

Teniendo en cuenta la fuerte demanda energética que atraviesa el país, sobre todo, en periodos de estiaje con fenómenos climáticos como El Niño que complican el suministro eléctrico, las baterías pueden ser una buena herramienta para solucionar los problemas de intermitencias de las energías limpias. No obstante, el experto señala que existen ciertos desafíos a superar para desplegar la actividad en el país.

“La demanda de sistemas de almacenamiento de energía está aumentando a medida que se reconoce su importancia para estabilizar la red y gestionar la intermitencia de las fuentes renovables. Sin embargo, la inversión del gobierno en estas tecnologías aún es limitada, lo que deja una gran parte de la responsabilidad en manos del sector privado”, explica.

Y concluye: “Los sistemas de almacenamiento, como las baterías de gran capacidad, siguen siendo costosos, lo que dificulta su adopción masiva en el país. Es necesario que el gobierno implemente incentivos y políticas que faciliten la inversión en estas tecnologías, reduciendo costos y haciendo más accesible su implementación a gran escala”.

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Uruguay tendrá las elecciones presidenciales y parlamentarias a finales de octubre del corriente año, por lo que los candidatos poco a poco empiezan a definir y dar a conocer los lineamientos que tendrán en caso de ganar los comicios y gobernar el país entre 2025 y 2030. 

El Partido Nacional (oficialismo) tendrá a Álvaro Delgado como candidato a presidente tras su triunfo en la interna nacionalista del pasado 30 de junio, y quien confirmó que, de resultar electo, buscará un nuevo acuerdo multipartidario de energía que establezca una política de Estado con miras a las próximas décadas. 

“Los lineamientos nos dan certezas para dónde trabajar y una marca país de presentación de Uruguay en el mundo como un ejemplo de innovación, vanguardia y madurez política en materia energética. Por ello es que estamos convencidos que debemos avanzar un poco más y si somos gobierno, iremos por un acuerdo multipartidario que llegue al 2050”, señaló durante un evento de la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER). 

Es decir que se actualizará el acuerdo dado en 2010 durante la gestión de José Mujica, por la que se adoptó la primera etapa de la transición energética en Uruguay y que significó más de USD 8.000 millones de inversión público-privada, donde el sector público tuvo un rol de coordinador del sistema y administrador del esquema de subastas. 

Pero en esta oportunidad, se proyecta una mayor participación del sector privado en la toma de decisiones y el desarrollo de nuevos proyectos, principalmente vinculados a los tres pilares de la segunda transformación energética del país: el fomento de la eficiencia energética, a la movilidad eléctrica y al hidrógeno hidrógeno verde y sus derivados. 

“Los generadores privados necesitan certezas, reglas de juego claras de lo que hará el gobierno, el rol de Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) como habilitador y no como freno, la posibilidad de generar intercambios necesarios y que el país tenga la oportunidad de aportar y recibir energía verde”, agregó el candidato presidencial del Partido Nacional . 

Cabe recordar que en 2023 se realizó una modificación del reglamento del mercado mayorista de energía eléctrica en Uruguay y se reconoció a las energías renovables como potencia firme, lo que posibilitó el avance más PPA entre privados.

Sin embargo, se levantó el límite por el cual el consumidor puede acceder (de 500 kW a 1500 kW de potencia contratada) con lo cual desde el sector alertaron que hay menos clientes que pueden acceder a elegir su proveedor de energía, aunque mantienen altas expectativas en el despliegue de ese tipo de contratos. 

“Por otro lado, las redes inteligentes y las tecnologías para almacenaje son deberes que tenemos que seguir avanzando, considerando que la fotovoltaica crece y que los sistemas de storage son costosos y onerosos”, manifestó Álvaro Delgado. 

“Y lo más importante, la generación a partir de residuos agropecuarios que son un pasivo ambiental y se pueden transformar en activos energéticos, al igual que los residuos sólidos domiciliarios donde podemos darle una valorización energética”, complementó. 

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Días atrás, el Ministerio de Energía y Minas (MINEM) informó que este año se alcanzará el 88% de la cobertura eléctrica rural en el país y que para el 2026 se espera concretar el 96%.

Tal como informó el Ministerio, el avance proyectado responde, en gran medida, a la ejecución de 25 proyectos de electrificación rural que se encuentran en marcha este año. De estos, seis ya están en ejecución, llevando luz a miles de hogares que antes no tenían acceso a este servicio esencial.

“Tenemos una inversión prevista de 356 millones de soles, que se ubican en 15 regiones para 146,000 habitantes. La meta para el 2024 es llegar a un 88.1% de cobertura”, precisó el director general de Electrificación Rural del Minem, Luis Martín Torres Casabona mediante la Red de Comunicación Regional (RCR).

No obstante, Arturo Vásquez, director de investigación de la Escuela de Posgrados Gerens destaca a Desde Adentro, revista de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía que para alcanzar esta meta es necesario superar ciertos desafíos en pos de mejorar la eficiencia en la ejecución de dichos proyectos.

Uno de ellos es la coordinación entre la Dirección General de Electrificación Rural (DGER) y las empresas distribuidoras del Estado en lo que se refiere a las transferencias de recursos para financiar las obras y la transferencia de sistemas eléctricos rurales. 

También, afirma que la Ley de Contrataciones del Estado genera dificultades para la adjudicación de los proyectos de electrificación a los contratistas de obra calificados.

Además, menciona que una de las grandes barreras para la implementación de los proyectos rurales es la tramitología asociada a la obtención de los permisos ambientales, técnicos y culturales, así como las licencias municipales y el acceso a los derechos superficiales, caminos y servidumbres. 

Según el experto, esto se debe a que las obras de distribución eléctrica rural deben ser aprobadas por las direcciones regionales desconcentradas de energía y minas, de medio ambiente y de cultura, las cuales exhiben ineficiencias para la gestión de los procesos de aprobación de los permisos. 

“Los gobiernos locales generan trabas para aprobar las licencias necesarias para habilitar las redes eléctricas rurales. Como las obras de electrificación rural en los territorios de poblaciones originarias tienen que pasar por un proceso de consulta previa bajo el marco del Convenio OIT 169 (bajo el marco de la Ley No 29785), se generan retrasos significativos en la ejecución de los proyectos”, explica.

Por último, Vásquez coincide con la visión del viceministro de electricidad del MINEM, Víctor Carlos Estrella, quien menciona que “la lejanía, falta de accesibilidad y factores climatológicos dificultan el avance de los proyectos; sin embargo, gracias al apoyo de la propia población se puede continuar con su implementación”. 

Apuesta hacia las energías renovables

En efecto, la imposibilidad técnica y económica de conectar algunas áreas a los grandes sistemas eléctricos ha llevado a adoptar el uso de energías limpias como la fotovoltaica a través de paneles solares.

En este sentido, el presidente del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), César Butrón, destaca: “Esta alternativa es la elegida para electrificar localidades que se encuentran alejadas de las redes eléctricas convencionales. Si las viviendas están concentradas, usarán sistemas de generación centralizados; o sistemas individuales si las viviendas están dispersas”.

De acuerdo al especialista para las regiones Amazonas, Loreto y Ucayali se tienen principalmente proyectos mediante sistemas de generación solar, ya sea centralizada o individuales, por un monto de S/ 783 millones para electrificar 883 localidades y atender a 111 mil habitantes.

De esta forma, Butrón concluye que  el camino hacia la electrificación rural en el Perú está lleno de barreras a superar, pero con una estrategia adecuada y un enfoque colaborativo es posible alcanzar las metas propuestas y mejorar la vida de miles de peruanos en las zonas más remotas del país.

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La Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER) de República Dominicana, presentó la nueva directiva para el período 2024-2026 y estará presidida por el ingeniero Alfonso Rodríguez, CEO y Socio de Soventix Caribbean.

La Asociación se ha convertido en un referente para las energías renovables en República Dominicana y toda la región, trabajando de forma continua y persistente en favor de un mercado más competitivo y sostenible. ASOFER ha logrado reunir a unas 100 empresas registradas como miembros, incluyendo también multinacionales basadas en Europa o América Latina, lo que favorece enormemente el crecimiento del sector en el país.

Además, hoy en día la asociación promueve su expansión internacional e influencia regional colaborando junto con las asociaciones de generación distribuida de Uruguay, Brasil, Colombia, Panamá, Costa Rica, Argentina, Paraguay, Perú y Chile, en la fundación de la Asociación Latinoamericana de Recursos Energéticos Distribuidos.

“Tengo la convicción del bien que genera la promoción y el crecimiento de las energías renovables y seguiremos impulsando, trabajaremos para que el futuro de este sector y la economía del país, sea más plural, justo y sostenible” destacó Alfonso Rodríguez al quedar designado como nuevo presidente de ASOFER.

La directiva de ASOFER, además de Rodríguez, ha quedado integrada por Michelle Abreu (SAV Advisors) como primer vicepresidente, Nathalie Abreu (De Camps Vásquez & Valera), segunda vicepresidente, John Edward Germán (Supply Battery), como primer tesorero, Katherine Rosa (JP Advisors), como segundo tesorero, Ignacio García (Escala Solar) y Abraham Espinal (Enestar), primer y segundo Secretarios respectivamente, y Cesar Fondeur (Fondeur Solar Corporation) como primer vocal y Rafael Burgos (ENNOVA) en el cargo de segundo vocal.

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El holding empresarial Grupo JR Ortiz completó con éxito la construcción de su primera planta fotovoltaica en Perú, en el distrito de La Joya, Arequipa.

 Esta planta de 100 MWp se posiciona como la tercera instalación renovable más grande del país, reforzando la posición de Grupo JR Ortiz como líder en el sector de energías renovables en América Latina. 

Recientemente conectada, la planta proporcionará energía renovable suficiente para abastecer al sistema eléctrico nacional, equivalente al consumo de aproximadamente 62,000 hogares y evitará la emisión de 56,092 toneladas de CO2 anualmente.

Además de este impacto energético y ambiental, impulsa la economía local mediante la creación de empleos y la implementación de programas de desarrollo comunitario, promoviendo un crecimiento sostenible para la región de Arequipa. 

En conversaciones con Energía Estratégica, José Ramón Ortiz, presidente del conglomerado señala: “la conexión de nuestra primera planta fotovoltaica en Perú es un hito significativo que refleja el arduo trabajo y la dedicación de nuestro equipo. La central se ha construido en nueve meses y no hubiera sido posible sin las facilidades que las comunidades locales nos han otorgado en todos los sentidos”.

De esta forma, la empresa promueve activamente la adopción de tecnologías limpias para fortalecer la seguridad energética nacional y reducir la dependencia de combustibles fósiles. 

Gran presencia en Latinoamérica

Con este proyecto solar, Grupo JR Ortiz alcanza la construcción de 1 GW renovable en América Latina, lo cual ha generado la incorporación de más de 250 empleos directos, consolidando su presencia en la región. 

“Llevamos construidos más de  1 GW en Latinoamérica que se compone de 68 plantas. En Chile tenemos 62 plantas y 860 MW instalados, en Perú una con 100 MW y en Colombia cinco con 63 MW”, explica José Ramón Ortiz .

Junto con Estados Unidos y Europa, afirma que estas áreas son fundamentales para las operaciones de la empresa y que tienen planes ambiciosos de expansión.

“En la región latinoamericana tenemos en cartera 800 MW para construirlos en los próximos 18 meses. Esperemos que a estos se le puedan añadir, para el mismo periodo, unos 500 MW. En este sentido, proyectamos instalar más de 1,5 GW, entre 2024 y 2025”, precisa.

Este crecimiento refleja el compromiso del conglomerado con el desarrollo sostenible y su capacidad para adaptarse a las futuras necesidades energéticas, facilitando el crecimiento económico regional y fortaleciendo las comunidades locales a través de la creación de oportunidades laborales y la promoción de tecnologías limpias.

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Venezuela atraviesa una fuerte crisis política con movilizaciones sociales y fuerte repudio de la sociedad tras las elecciones presidenciales que se llevaron a cabo el 28 de julio de 2024.

A pesar de las contundentes pruebas de la arrolladora victoria el candidato Edmundo González, el Consejo Nacional Electoral (CNE) de ese país, declaró a Nicolás Maduro como ganador. Ante esta situación, es acusado por fraude y es seriamente cuestionado tanto a nivel nacional como internacional.

En este marco, Federico Fernández Dupouy, actual presidente de la Cámara Venezolana de Energías Renovables (CAVENER) analizó la situación del país y manifestó su preocupación, en diálogo con Energía Estratégica.

“Estamos super preocupados de que resultados obvios continúen siendo tergiversados. Esta incertidumbre política tiene un impacto mayúsculo y horrible en las inversiones de Venezuela. Lo que hubiera podido venir con un cambio en las elecciones hubiera sido genial, no solo para el sector renovable sino en general”, explicó.

Y agregó: “No consideramos lo que pasó como una batalla perdida sino como una película repetida. Es la tercera vez que la oposición siente que gana una elección y no se le adjudica el triunfo. Lo abrumador fue que esta vez, las pruebas fueron tajantes y obvias de que se votó lo que se votó”.

De acuerdo al experto, si esta situación en la que no se respeta la decisión de la mayoría permanece, el país continuará “africanizandose” y no habrá posibilidad de crecimiento económico. 

En el medio de esta crisis institucional, el vocero de CAVENER asegura que es indispensable impulsar el cambio en la matriz eléctrica cuanto antes ya que el sistema eléctrico en Venezuela “está desbaratado y no da más”. Se necesita generar energía limpia, confiable y suficiente a través de sistemas como generación en techo. 

Para ello, sugiere: “Primero se deben sentar las bases de la democracia. Luego entender cuál es la fotografía de la matriz energética en Venezuela que no está clara porque no existen las estadísticas a nivel nacional. No obstante, se sabe que la mayor parte del consumo es a través de combustible fósil”.

Según Fernández Dupouy, esto se debe a que el precio de la energía altamente contaminante en el país es barata por lo que no hay ningún incentivo económico para invertir en tecnologías limpias. Para cambiar esto, se necesita sincerar las tarifas eléctricas y de combustibles.

“Hoy desde el punto de vista financiero instalar paneles solares es muy costoso. Los que apuestan por estas tecnologías solo lo hacen para garantizar el suministro eléctrico y evitar cortes de luz. Si se sinceran los precios, habrá un boom de inversiones privadas en el sector eléctrico”, argumentó.

Y concluyó: “Se nos acercan decenas de compañías queriendo invertir en renovables ya sea a través de servicios, proveeduría de equipos, EPC, etc. A pesar de no tener estadísticas, sabemos que el apetito está. Solo se necesita recuperar la certidumbre política”.

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360Energy y Smurfit Westrock firman un PPA de abastecimiento de energía renovable para el suministro de 22 GWh anuales durante los próximos 5 años. 

Con el fin de contribuir a la meta de reducción de emisiones de CO2 planteada por la  compañía, este es el primer acuerdo de energía renovable que Smurfit Westrock cierra en  Argentina eligiendo a 360Energy como su aliado para ello. La energía provendrá del  Complejo Solar 360Energy La Rioja, uno de los parques solares más grandes de Argentina  dirigido al mercado de MATER.  

A partir de este acuerdo, Smurfit Westrock abastecerá el consumo energético de una de  sus plantas del clúster Argentina-Chile en la localidad de Bernal, provincia de Buenos Aires,  donde se realiza la fabricación de papel a partir de fibras posconsumo para ser luego  utilizado en empaques de cartón corrugado.  

El suministro de energía renovable evitará la emisión de 10.000 toneladas de CO2e anualmente, reemplazando el consumo de energía fósil y contribuyendo significativamente a su meta de reducción de emisiones. 

Asimismo, el acuerdo entre 360Energy y Smurfit Westrock incluye la entrega de IRECs.  Estos certificados internacionales garantizan que la energía consumida por Smurfit  Westrock es de origen renovable, reforzando el compromiso de la empresa con la  sustentabilidad. 

El contrato fue formalizado en una jornada en las oficinas de Buenos Aires de 360Energy,  donde estuvieron presentes su CEO, Federico Sbarbi Osuna, junto al equipo comercial  liderado por Ricardo Bernengo, y Rodrigo Longarte, CEO Smurfit Westrock Argentina & Chile en conjunto con Mario Virili, Director de Papel y Fibras de la compañía. 

Este evento no solo marcó el inicio de una colaboración estratégica, sino que también  destacó el compromiso de ambas empresas con la transición hacia un futuro más  sostenible. 

Rodrigo Longarte, CEO de Smurfit Westrock manifestó: “Esta alianza marca un hito en la  historia de la compañía en el país. Como líderes en sustentabilidad, basamos nuestras  metas de crecimiento sostenible en tres pilares: Personas, Planeta y Negocio de Impacto.  Esto significa que continuamente procuramos minimizar nuestro impacto ambiental y  practicar un gobierno responsable; tratar con respeto a nuestros stakeholders; y crear un  negocio de impacto a través de nuestros productos y su elaboración”.

“Este es el primer acuerdo, pero nuestra visión es la de continuar avanzando  progresivamente con la incorporación del resto de las plantas que operan en el país bajo  esta modalidad, con el fin de lograr los objetivos establecidos a nivel global”, indicó Mario Virili, Director de Papel y Fibras del fabricante.  

A su vez, Federico Sbarbi Osuna, CEO de 360Energy, afirmó: «Nos complace anunciar la  firma de este nuevo acuerdo de compra de energía con Smurfit Westrock. Ser elegidos  como sus primeros proveedores de energía renovable en Argentina es un orgullo y un paso  más en nuestra capacidad de ofrecer soluciones energéticas sostenibles. Estamos  comprometidos con ser protagonistas de la transición energética a través de la energía  solar y hacer nuestro aporte hacia un mundo más sustentable, y esta alianza es un reflejo  de ese compromiso compartido entre Smurfit Westrock y 360Energy«. 

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Durante la primera mitad de 2024, la industria fotovoltaica en China enfrentó desafíos sin precedentes debido a un exceso de capacidad, lo que intensificó la competencia a lo largo de toda la cadena de suministro.

Los precios de productos clave como el polisilicio, las obleas de silicio, las células solares y los módulos se desplomaron significativamente, generando graves riesgos de reducción de inventarios y afectando gravemente las operaciones corporativas.

Como resultado, muchas empresas fotovoltaicas experimentaron caídas sustanciales en su rendimiento y varias reportaron pérdidas.

Crecimiento en ingresos y rentabilidad

Desde principios de julio, varias empresas fotovoltaicas líderes, incluida GCL System Integration (GCL SI), han presentado sus previsiones de rendimiento para el primer semestre del año. De manera sorprendente, GCL SI logró un crecimiento de las ganancias y una rentabilidad neta raramente vista en el sector.

Según anunció la propia empresa, GCL SI espera que los ingresos del primer semestre oscilen entre 1,070 y 1,170 millones de dólares, lo que representa un aumento interanual del 39.15% al 51.64%. A pesar de los desafíos en el segundo trimestre, la empresa anticipa ganancias de entre 5.51 y 7.17 millones de dólares.

Estrategias de ventas y marketing

Para enfrentar la crisis de la industria, GCL SI ha fortalecido significativamente su fuerza de ventas y marketing este año, superando tanto presiones internas como externas y asegurando más pedidos de venta en el mercado nacional.

Desde enero, GCL SI ha obtenido licitaciones o ha sido preseleccionada para proyectos de adquisición de importantes entidades como China Resources Power, CNNC, China Datang, Sinohydro, China Huaneng, China Huadian, y Green Power, entre otros, con ventas previstas que superan los 50 GW.

Estos pedidos continuos aseguraron que GCL SI mantuviera una posición líder en la utilización de sus propias líneas de producción de células y módulos dentro de la industria.

Reducción de costos y mejora de ganancias

GCL SI ha intensificado sus estrategias de reducción de costos y mejora de ganancias mediante la optimización de las operaciones internas. La empresa ha reducido los costos no relacionados con el silicio de sus células solares y módulos fotovoltaicos de producción propia.

También ha mejorado la estructura de financiación para reducir el costo de capital y aumentar la tasa de rotación.

Además, con avances en los servicios de integración de sistemas, GCL SI ha ampliado significativamente la escala de las conexiones y pruebas de red EPC, lo que ha impulsado tanto los ingresos como las ganancias. La empresa indica que todos los indicadores financieros son saludables y continúan mejorando.

Innovación y desarrollo tecnológico

La ausencia de capacidad de producción obsoleta ha sido un factor clave para el excelente rendimiento de GCL SI. Durante el ciclo industrial anterior, la empresa eliminó toda la capacidad de producción obsoleta, permitiéndole avanzar sin cargas.

Desde 2023, GCL SI se ha centrado en la tecnología TOPCon de tipo N, iniciando la construcción de capacidad de células y módulos. Actualmente, GCL SI cuenta con un total de 12 GW de capacidad de células TOPCon de tipo N y 30 GW de capacidad de módulos.

En términos de investigación y desarrollo, GCL SI ha buscado constantemente tecnologías avanzadas. Tras lograr importantes avances en la tecnología de células TOPCon de tipo N, con una eficiencia de producción superior al 26.2%, GCL SI ha obtenido certificaciones de potencia de 625 W y 710 W para módulos TOPCon de 182 mm y 210 mm, respectivamente.

De cara al futuro, GCL SI está avanzando en el desarrollo de la tecnología de celdas Back-Contact (BC) de próxima generación, con planes de producción en masa previstos para el cuarto trimestre de 2024.

Perspectivas y declaraciones

En su intervención en la SNEC Shanghai PV Expo 2024, Zhu Gongshan, presidente de GCL Group, afirmó: “A pesar del grave desajuste actual entre la oferta y la demanda de la industria y del inicio de una era glacial… Cada shock del mercado alimenta gradualmente cambios industriales significativos… La demanda actual de energía fotovoltaica se mantendrá en niveles de crecimiento elevados, por lo que debemos mantener la confianza en que atravesaremos el ciclo”.

Como veterano de la industria fotovoltaica, GCL SI ha superado con éxito múltiples ciclos industriales. Aprovechando implementaciones estratégicas con visión de futuro y operaciones sólidas, GCL SI continuará brindando a sus clientes productos y servicios confiables a largo plazo.

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DAS Solar, un líder en tecnología N-type, se destaca en las clasificaciones de sostenibilidad de EcoVadis 2024 y recibe la medalla de plata.

Entre más de 100,000 empresas de diversas industrias evaluadas, DAS Solar se encuentra entre el 15% superior con la puntuación más alta en la industria fotovoltaica de China, demostrando la posición líder de la compañía en desarrollo sostenible y responsabilidad social corporativa.

Como el principal proveedor mundial de calificaciones de sostenibilidad empresarial, el sistema de calificación de EcoVadis cubre cuatro temas: medio ambiente, trabajo y derechos humanos, ética y adquisiciones sostenibles, y es una referencia crítica para que las empresas globales evalúen su desempeño en sostenibilidad y su cooperación con los socios de la cadena de suministro.

La medalla de plata es un reconocimiento a los esfuerzos continuos de DAS Solar en la protección ambiental, la responsabilidad social, la integridad empresarial y la gestión de la cadena de suministro.

Adoptando un desarrollo verde, bajo en carbono y reciclable, DAS Solar cumple con su responsabilidad social corporativa al priorizar la innovación tecnológica, la fabricación verde, la gestión de la cadena de suministro y el desarrollo de los empleados.

La empresa recientemente introdujo un nuevo concepto de desarrollo sostenible llamado DASGREEN, demostrando su compromiso con la transición limpia y el crecimiento ambientalmente amigable.

Con un enfoque en la tecnología N-type, DAS Solar innova constantemente y logra avances en investigación y desarrollo tecnológico. La compañía se dedica a mejorar la eficiencia de conversión fotovoltaica, reducir los costos de fabricación y explorar diversas soluciones para abordar el aumento de la demanda energética global y los desafíos del cambio climático.

En la búsqueda de un futuro neto cero, DAS Solar optimiza su proceso de fabricación a través del monitoreo de big data, adopta materiales y procesos ecológicos y reduce las emisiones de desechos y el consumo de energía. Varias bases de DAS Solar promueven activamente la transición limpia a través del reciclaje de recursos y la reducción de emisiones mediante techos fotovoltaicos.

Mientras tanto, la empresa lidera la transformación de la cadena de suministro, colaborando con los proveedores para establecer cooperaciones basadas en valores compartidos y abogando por regulaciones ambientales para garantizar un desarrollo sostenible en toda la cadena de suministro. Para reforzar esta estrategia, DAS Solar establece la Alianza de la Cadena de Suministro Verde, con el objetivo de alentar a los proveedores a establecer objetivos de reducción de carbono, protección ambiental y reciclaje de materiales a través de evaluaciones regulares.

Además, DAS Solar está comprometido con el desarrollo sostenible del talento y mantiene el principio de igualdad en la contratación, la formación y las operaciones diarias para fomentar un lugar de trabajo diverso, imparcial e innovador.

La compañía ha establecido un sistema integral y estandarizado de gestión de recursos humanos, asegurando un entorno justo y competitivo que protege los derechos e intereses de los empleados. Para fomentar el crecimiento integral y el avance profesional de los empleados, DAS Solar implementa un esquema diverso de capacitación de talentos, con el objetivo de lograr un beneficio mutuo en el crecimiento personal y el desarrollo corporativo en línea con los objetivos sostenibles.

Mirando hacia el futuro, DAS Solar se compromete a avanzar en estrategias de desarrollo sostenible con un fuerte sentido de responsabilidad y propósito. La empresa apunta a contribuir aún más para fomentar una comunidad con un futuro compartido. Mientras tanto, DAS Solar anticipa con entusiasmo colaborar con socios afines a nivel mundial para pavimentar colectivamente el camino hacia un futuro neto cero.

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En el marco del creciente interés que existe en Latam por impulsar nuevas inversiones en tecnología eólica, fotovoltaica y el almacenamiento energético en baterías e hidrógeno verde, en los próximos meses, ejecutivos de entidades y empresas y funcionarios, se reunirán para discutir los desafíos y oportunidades que rodean a las energías no convencionales.

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

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

ENTRADAS DISPONIBLES

Se espera que más de 500 profesionales asistan a la feria para analizar el futuro de las energías limpias en la región. Dentro de la nómina de empresas que acompañarán el evento, JA Solar, multinacional china líder en soluciones fotovoltaicas, encabezará el primer panel llamado «Estado de la energía solar fotovoltaica en Colombia: Visión de líderes» a través de su gerente de ventas, María Urrea,  con la mirada puesta en analizar Estrategias de inversión, financiación y logística de proyectos renovables en Colombia.

Como ya había anticipado en eventos anteriores , Urrea expondrá sobre la fuerte presencia de la compañía en el país, al ser los principales proveedores de módulos para Celsia. Según la experta, en Colombia ya cuentan 700 MW construidos en proyectos de utility scale y en los próximos años esperan crecer más.

A su turno, el panel 7 titulado «La Generación Distribuida y el almacenamiento: Aliados clave de la Transición Energética» contará la participación de Sebastián Castañeda Arbeláez, VP de Crecimiento y desarrollo de Negocios en ISA y Harold Steinvorth, Head DG Latam en Trina Solar.

El portavoz de ISA, grupo desarrollador de sistemas de transmisión de energía eléctrica analizará la dinámica de expansión de sistemas de almacenamiento en los países donde opera, los cuales permiten equilibrar la oferta y la demanda de energía.

Por su parte, el ejecutivo de Trina Solar, fabricante líder de la industria fotovoltaica con más de 10 años en el top 3 global, que ahora mismo ocupa el puesto número dos mundial con una participación activa en América Latina y el Caribe, destacará las principales tendencias de la industria fotovoltaica.

Por todo lo expuesto, el Future Energy Summit (FES) se ha consolidado como un evento clave para los profesionales de las energías renovables, proporcionando una plataforma para el intercambio de conocimientos, la creación de redes y la exploración de oportunidades de negocio.

La edición de 2024 promete ser un punto de encuentro crucial para aquellos interesados en el avance de las energías limpias en Latinoamérica, ofreciendo perspectivas innovadoras y fomentando el desarrollo de proyectos sostenibles en la región.

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La Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Pórtland (ANCAP) de Uruguay continúa perfeccionando su modelo de negocio para la instalación de parques eólicos offshore y la producción de hidrógeno verde y derivados, como parte de su segunda transformación energética. 

Tal es así que aguarda por las normativas del Ministerio de Transporte, Min. de Defensa, Min. de Industria, Energía y Minería y en el Ministerio de Ambiente para la convocatoria de energía eólica marina.. 

“Todavía estamos a la espera de la emisión de los decretos para la licitación de los bloques offshore que permitan el desarrollo de emprendimientos de hidrógeno en los próximos 10 o 15 años”, sostuvo Alejandro Stipanicic, presidente de ANCAP, durante un evento de la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER). 

Incluso, la empresa ya realizó road shows de la Ronda H2U en Europa ante más de cincuenta entidades y espera avanzar con la convocatoria para la exploración energética renovable fuera de la costa en las zonas que cuentan con un potencial de 2 a 3 GW de capacidad cada una, con vientos que oscilan entre los 8,5 metros por segundo a los 100 metros de altura y 9 m/s a a 150m, con un factores superiores al 55%. 

Y de acuerdo a información compartida anteriormente, el modelo de contrato prevé subperíodos de 2 a 4 años vinculados a la evaluación de los proyectos, tales como estudios con reportes existentes, adquisición y procesamiento de nuevos datos y la producción piloto de H2 o el detalle de la información recolectada; hasta un período de aproximadamente 30 años para el desarrollo y producción de H2.  

Pero mientras permanece atento a que el gobierno dictamine los requisitos regulatorios para llevar adelante tal iniciativa, ANCAP prepara otro llamado a expresiones de interés para el sector renovable y el desarrollo de un polo logístico en Terminal del Este.

“El polo logístico busca determinar la eventual participación de ANCAP en negocios nuevos para combustibles líquidos renovables o tradicionales, como la base para futuros emprendimientos regionales de energías renovables. Es sentar la base para una economía de escala en la región desde el punto de vista logístico”, manifestó Stipanicic

Puntualmente, el presidente de la Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Pórtland de Uruguay informó que el 2 de septiembre del corriente año se abrirán las propuestas para este llamado que contempla la recepción, almacenaje y despacho de combustibles fósiles y renovables, entre ellos el hidrógeno verde. 

“Es poner arriba de la mesa un activo que tiene el país y que debe estar al servicio de los desarrollos de inversores y operadores privados. Por lo que los llamamos para que nos digan de qué manera podríamos aprovechar esa terminal; una nueva asociación público-privada y forma de alianza con el sector privado para, bajo el riesgo, cuenta y orden de los privados, se desarrolle la capacidad logística existente”, añadió.

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La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), Climate Group y la Embajada Británica en Argentina realizarán el evento ‘Acelerando la Acción Climática Corporativa. Presentación de la iniciativa RE100, camino a una matriz energética más limpia y competitiva’, el martes 27 de agosto de 17 a 19 horas en la instalaciones de la Embajada Británica en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA). 

Este encuentro exclusivo tendrá el objetivo de dar a conocer la iniciativa RE100 en el país y movilizar a más corporaciones para que aborden las barreras políticas y de mercado que impiden que los compradores corporativos obtengan electricidad renovable a un costo razonable, considerando que los miembros de RE100 son algunos de los mayores consumidores de energía en todo el mundo y están comprometidos con el uso de electricidad 100% verde y con acelerar el cambio hacia redes eléctricas sin emisiones de carbono. 

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

Del evento ‘Acelerando la Acción Climática Corporativa. Presentación de la iniciativa RE100, camino a una matriz energética más limpia y competitiva’ expondrán autoridades de las tres entidades mencionadas, con eje en la cooperación necesaria para impulsar la acción climática y la transición energética. Además, convocará a autoridades nacionales y provinciales, y a las grandes empresas más importantes del país, a fin de crear condiciones equitativas para una competitividad justa, eliminar barreras regulatorias e implementar marcos estables para facilitar la adopción de energías renovables y crear una estructura de mercado que permita el comercio directo entre compradores corporativos de todos los tamaños y proveedores de energía limpia y sustentable. 

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En las reuniones de Asamblea General de Asociados y Consejo Directivo celebradas el 15 de julio, Aldo Pessanha fue designado por unanimidad como presidente de la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT).

Pessanha, quien cuenta con una destacada trayectoria en el sector de la distribución eléctrica, asumió la presidencia de ADELAT. Actualmente, es jefe de Estrategia y Planificación Regulatoria en Enel Brasil, donde también se desempeñó en el cargo de gerente de Regulación. Su nombramiento permitirá sumar una visión innovadora en la implementación de políticas regulatorias y estrategias de mercado.

Tiene formación en Ingeniería de Producción, con Maestría en Ingeniería: Sistemas, Apoyo a Decisiones y Logística, y un MBA en Gestión Empresarial en el Sector Eléctrico. Participó en las principales discusiones estratégicas del sector, en temas como el modelo de contratación de energía establecido en 2004, metodologías de revisión tarifaria, el modelo de costos operativos, las mejoras regulatorias para la implementación de los mecanismos de respuesta de la demanda y medición inteligente, la definición de las directrices para la prórroga de concesiones, entre otros.

El nuevo presidente expresó su agradecimiento por la confianza depositada y se comprometió a impulsar importantes proyectos para enfrentar los desafíos de la transición energética en la región.

«Es un honor ocupar este cargo desde el cual me esforzaré por contribuir en el conocimiento y la modernización del sector eléctrico, principalmente en los aspectos que atañen a la distribución de energía y ante los desafíos que son comunes en muchos de los países de nuestra región latinoamericana”, afirmó.

En función a lo consensuado en el Consejo Directivo de ADELAT los cargos quedaron conformados de la siguiente manera: presidente, Aldo Pessanha (Enel Brasil); vicepresidente, Horacio Nadra (Adeera); secretario, Luiz Felipe Falcone de Souza (EDP South America); y tesorero, Patricio Molina (Fenacopel).

Horacio Nadra, vicepresidente 1° de Adeera, asociada de ADELAT, en la que se desempeña desde 2015 y en la que fungió como presidente, expresó su agradecimiento por la confianza otorgada para ocupar la vicepresidencia de la Asociación y se comprometió a impulsar destacadas iniciativas para abordar los desafíos de la transición energética en la región.

Nadra está graduado en Ingeniería Eléctrica y es especialista en Administración del Mercado Eléctrico; ingresó en 1995 en el programa de Jóvenes Profesionales de Schlumberger Wireline & Testing. En 1997 ingresó a EDET S.A., donde asumió como analista y jefe de Departamento del Mercado Eléctrico y Estudios Especiales, gerente comercial y gerente general.

Por su parte, el nuevo secretario, Luiz Felipe Falcone de Souza, es especialista en Derecho Económico y posee un MBA en Economía, es magíster en Ingeniería Económica y en Economía. Es director Regulatorio Global en EDP South America; consejero de ABRADEE, APINE y ABRATE; coordinador del Comité de Energía Eléctrica del Instituto Brasileño de Estudios del Derecho de Energía (IBDE) y del Comité Estratégico de Energía Eléctrica de la Asociación Brasileña de la Infraestructura y Industrias de Base (ABDIB).

Patricio Molina, actual tesorero, posee más de 25 años de experiencia en el Sector Eléctrico adquirida mediante funciones desarrolladas tanto en las empresas privadas (CGE, EMEC y CONAFE) como en los organismos públicos (SEC y CNE) de Chile. Desde enero de 2021 ocupa la Gerencia General de la Federación Nacional de Cooperativas Eléctricas (FENACOPEL).

Tendrán la posición de vocales Hilario Bistoletti (SECHEEP), Edgardo Volosin (Edenor), Fabiano Carvalho (Neonergia), Cristiano Logrado (Equatorial), Francisco Mualim (Chilquinta), Víctor Tavera (Enel Chile), Mónica Cataldo (Enel Colombia), Sergio Zambrano (Centrosur), Lissette Pinzón (Energuate), Tatiana Lozada (Enel Perú) y Walter Sciutto (Electrodunas).

Este equipo de líderes, con sus diversas experiencias y conocimientos, está preparado para llevar adelante una agenda ambiciosa que incluirá la promoción de energías renovables, la mejora de la infraestructura eléctrica y el fortalecimiento de la cooperación regional.

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Jinko Solar, reconocido fabricante chino de soluciones fotovoltaicas, fue una de las grandes empresas que acompañó el mega evento FES México, organizado por Future Energy Summit, el cual reunió a más de 400 referentes de todo el sector renovable de la región. 

Durante una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, Alberto Cuter, Vicepresidente para Italia y Latam de Jinko Solar analizó los mercados más pujantes de América Latina y reveló los ambiciosos objetivos que tiene la compañía para este año en la región.

“En Latinoamérica el mercado más interesante sigue siendo Brasil: tiene una matriz muy limpia a través de las hidroeléctricas y están desarrollando muchos proyectos de utility y de generación distribuida. El año pasado se instalaron 13 GW de generación lo cual lo posicionó como el quinto mercado más grande a nivel mundial”, explicó.

Y agregó: “En 2023 conectamos en el país 4GW y alcanzamos una cuota del mercado de entre el 22 y el 23%. De esa presencia, el segmento de utility representa el 50% y la Generación Distribuida el 20%. Este año la meta será más ambiciosa aún».

De acuerdo al ejecutivo, el segundo mercado más importante es Chile. Aunque reveló que el curtailment está afectando la generación sobre todo en el norte del país, se espera que entren 4 GW este año a nivel nacional.  Además, señaló que este problema se puede convertir en una ventana de oportunidad a través de la industria de las baterías.

A su vez, Cuter posicionó a Argentina en el tercer puesto de los países más atractivos para la firma, al ser una región con grandes oportunidades de crecimiento.

 “El mercado solar en Argentina también está creciendo mucho, se va a posicionar como el segundo o tercer mercado más grande de América Latina. Ya empiezan a llegar cotizaciones y este año esperamos vender entre 800 MW y 1GW en Argentina”, afirmó. 

Al ser consultado por México, el experto explicó que las renovables no repuntan en ese país por una cuestión política.

 “Si los que toman decisiones continúan enfocándose en las debilidades de las renovables y no en soluciones para subsanar esos vertimientos, esta industria no crecerá. México tiene una de las matrices energéticas más sucias de Latinoamérica pero tiene recursos increíbles, una ubicación geográfica excepcional y grandes oportunidades de negocio. Ojalá la situación se revierta “, auguró.

Por otro lado, a nivel global, el experto reconoció que han vuelto al puesto número de los fabricantes más grandes: han adicionado 78 GW a nivel mundial en 2023 y para este esperan vender entre 100 y 113 GW.

Almacenamiento e hidrógeno verde

Cuter advirtió que el almacenaje es una tecnología fundamental para la transición energética en el mundo. No obstante, para que sea costo efectiva se necesita de regulaciones que incentiven la actividad.

“Es claro que las renovables necesitan de almacenamiento. Actualmente, para que esta industria repunte la regulación deben incluir subsidios por parte de los gobiernos, de lo contrario, los números en este momento no cierran”, explicó. 

Y concluyó: “El Hidrógeno verde puede ser una oportunidad en Brasil, Chile y México por la industria, el transporte y también como forma de almacenamiento, solo es necesario que se sienten las bases a nivel regulatorio para atraer la inversión”.

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ZNShine, firma proveedora y fabricante de módulos solares con más de 30 años de experiencia en la industria, fue una de las grandes compañías que tuvieron participación activa en el mega evento Future Energy Summit (FES) México. 

Manuel Arredondo, country manager México de ZNShine, brindó una entrevista en donde analizó los mecanismos necesarios para el crecimiento de las energías renovables en el país y brindó sus expectativas de cara al nuevo gobierno que presidirá Claudia Sheinbaum. 

“Es importante identificar las áreas de oportunidad, porque hay mucha demanda, México es un lugar excelente para hacer nuevas inversiones. Por lo que sería interesante reactivar las Subastas de Largo Plazo (SLP), sobre todo si llegamos a un nivel tan bueno de costos, dado que USD 20 – 30 MWh son excelentes”, sostuvo. 

“También vale la pena incluir un premium que incluya la parte social, la regeneración de los ecosistemas. Es decir que si el costo de la energía está bajo, se puede generar una nueva licitación que incluya premiums que puedan mitigar el costo del impacto ambiental que tienen los proyectos”, añadió.

Cabe recordar que México llevó adelante tres Subastas de Largo Plazo entre noviembre de 2015 y el undécimo mes de 2017, donde se adjudicaron más de 6760 MW de capacidad en 89 proyectos de generación. 

Pero a pesar de alcanzar uno de los precios más bajos internacionalmente de aquel entonces (USD 20,57 MWh en la tercera SLP) y el que estaba previsto una cuarta subasta para el 2018, la misma fue suspendida en los primeros días del gobierno de Andrés Manuel López Obrador (AMLO) y cancelada pocos meses después. 

Por lo que tras la llegada de Sheinbaum y su anuncio de avanzar con el “Segundo Piso de la Cuarta Transformación” y encarar la transición energética con un enfoque en la mitigación de gases de efecto invernadero, el sector renovable está expectante de que pudieran haber nuevas convocatorias. 

“Hay negocio e interés por la economía de México, por lo que el mercado de inversiones es interesante. Pero es importante identificar cuáles son los límites del sistema que permita nearshoring, cuáles son los límites para la reactivación de las subastas”, subrayó Arredondo. 

Black and Veatch, Domo Legal y ZNShine participarán del mega evento FES Chile

Por otro lado, el country manager México de ZNShine también se enfocó en la generación distribuida y cómo el país puede mantener un ritmo a la alza en la materia, principalmente mediante la implementación de mecanismos similares de otros países de Latinoamérica. 

“Se puede tomar como referencia el modelo de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) que se utiliza en Chile, de un permiso intermedio, siempre y cuando se coordine bien con el trabajo de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) en transmisión y distribución”, sostuvo durante la entrevista en FES México. 

Cabe recordar que hoy en día los PMGD (hasta 9 MW de capacidad por proyecto) de Chile suman 3173 MW de potencia instalada, de los cuales 2889 MW operativos corresponden a parques de generación renovable.  

Mientras que en México la generación distribuida cuenta con 3361,69 MW instalados (731,91 MW se incorporaron durante el año 2023 – mayor adición de la historia) en  411,085 contratos en el mercado. 

Aunque es preciso mencionar que la GD en dicho país tiene un límite de 500 kW por central eléctrica, a pesar que hubo y se mantiene el interés por elevar el umbral a 1 MW de potencia o más mediante ajustes regulatorios y el fomento de la calidad de las instalaciones para asegurar un desarrollo robusto y sostenible del sector. 

Y si bien se esperaba una mayor actividad en el mercado en lo que va del año (lentitud ligada a precios y tipo de cambio principalmente), desde ZNShine confían en que mejorará en los próximos meses y ya poseen una mirada de largo plazo. 

“Esperábamos ventas entre 40 y 70 MW, pero el sector va más lento de lo previsto, es algo generalizado dentro del mercado e intentaremos cerrar el año de la mejor manera posible. Pero la estrategia a largo plazo es buscar mayor market-share de ZNShine”, declaró Arredondo.

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El proyecto nº 2308/2023, que crea el marco legal para el hidrógeno bajo en carbono de Brasil fue sancionado por el presidente Lula da Silva el viernes 2/08, junto al ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, en una ceremonia celebrada en Porto do Complejo Pecém, en Ceará. La ley trae una serie de iniciativas para desarrollar esta industria en Brasil. Entre ellos se encuentra el Régimen Especial de Incentivos a la Producción de Hidrógeno con Bajas Emisiones de Carbono (Rehidro). Los incentivos tendrán una vigencia de cinco años, a partir del 1 de enero de 2025.

El presidente Lula destacó el potencial energético de Brasil y que coloca al país a la vanguardia de la transición energética. “Cuando veo a esta gente hablar de hidrógeno verde, energía solar, energía eólica, biomasa, hidrógeno verde, sigo pensando: ¿qué país del mundo puede competir con Brasil? ¿Qué país del mundo es capaz de competir con nuestro país en este tema de transición energética?”, afirmó el presidente.

Alexandre Silveira destacó que el gobierno del Presidente Lula viene trabajando en el mayor conjunto de políticas energéticas de la historia de Brasil.

“Esta es una política pública más que fortalece al país como protagonista global de la transición energética justa e inclusiva. Hoy, usted, Presidente, hace realidad un proyecto histórico, que crea una nueva industria para Brasil, encendiendo la llama que revolucionará la matriz energética del planeta. Es desarrollo tecnológico e industrial en la cadena nacional de producción de hidrógeno”, afirmó el ministro en el evento.

Según Silveira, el proyecto de hidrógeno aún tiene un papel fundamental en la promoción de la cadena nacional de suministro de insumos y equipos y el desarrollo de la producción nacional de fertilizantes nitrogenados, reduciendo la dependencia externa y garantizando la seguridad alimentaria.

“Las plantas de hidrógeno fortalecerán el sector de los fertilizantes verdes y reducirán nuestra dependencia de las importaciones. El hidrógeno es esencial para producir amoníaco verde y fortalecer nuestra industria y agricultura nacional. Este conjunto de políticas públicas que estamos implementando nos entregará un Brasil más moderno y consolidará nuestro liderazgo en la transición energética. Y Ceará será uno de los grandes polos del hidrógeno verde, poniendo en práctica los 33 memorandos de entendimiento ya firmados”, destacó el ministro.

Reflejos

Otro destaque del marco legal es el Sistema Brasileño de Certificación de Hidrógeno (SBCH2), que establece la estructura, gobernanza y competencias, además de la certificación voluntaria, por intensidad de emisiones, con base en el análisis del ciclo de vida. El PL también presenta incentivos a la investigación, el desarrollo y la innovación para la producción de hidrógeno y las distintas rutas de producción con el fin de establecer la neutralidad tecnológica.

El PL también define a la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) como regulador del hidrógeno y establece una intensidad límite de 7kgCO2eq/KgH2. Esto favorece el uso de fuentes bajas en emisiones de carbono, como la eólica, la fotovoltaica y el etanol.

Definir el marco jurídico-regulatorio del hidrógeno fue una de las prioridades del Plan Trienal 2023-2025 del Programa Nacional del Hidrógeno (PNH2). El proyecto sancionado este viernes cuenta con aportes resultantes de las discusiones realizadas por el Comité Directivo del Programa Nacional de Hidrógeno (Coges-PNH2), liderado por el MME, con amplia participación de la sociedad.

Escenario H2V en Brasil

Actualmente se han anunciado 57 Gigavatios (GW) en proyectos en el país, considerando todos los niveles de madurez. Estas iniciativas están siendo estudiadas en todo Brasil, con énfasis en los estados de Bahía, Ceará, Piauí, Pernambuco y Rio Grande do Norte.

Los proyectos de hidrógeno ya registrados en el MME, es decir, que se encuentran en etapas más avanzadas, suman R$ 212 mil millones en inversiones. La mayoría se encuentra en los estados de Ceará y Piauí.

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No hay dudas que los sistemas de almacenamiento son furor en los mercados más desarrollados como Estados Unidos y Europa al ser una solución sustentable que optimiza el despacho y transmisión de energía renovable intermitente.

Por el fenómeno del nearshoring, la creciente demanda de energía ante fenómenos climáticos como El Niño y los compromisos internacionales de descarbonización asumidos, estas tendencias están llegando a Centroamérica y el Caribe y se espera un repunte en los próximos años en la región.

En este contexto, ATA Insights organizó un evento en el que expertos del sector analizaron los beneficios que traen las baterías y enfatizaron en la necesidad de actualizar la regulación para promover este tipo de sistemas.

Uno de ellos fue Rafael Velazco, socio fundador de Raveza Associated & Services consultora en energía convencional y renovable, quien destacó: “Por los racionamientos de energía, los países como Panamá, Puerto Rico, Honduras y República Dominicana están prestando atención a estas tendencias y buscan incluir en sus regulaciones medidas que incentiven la energía solar y los sistemas de almacenamiento en la región”.

Para el experto, el almacenaje es una nueva ola que viene acompañar a proyectos renovables existentes y entrantes. Por ello, las leyes de los países latinoamericanos tienen que ser actualizadas para que las baterías puedan acompañar a la generación distribuida, movilidad eléctrica y proyectos utility scale. 

Y agregó: “Las baterías son fundamentales para brindar estabilidad a la red y además pueden ser remuneradas perfectamente en países centroamericanos. No obstante, estas nuevas regulaciones deberán realizarse a la medida de cada país. No hay un trazo universal porque la necesidad de los sistemas son distintos”.. 

A su turno, Walter Vargas, ejecutivo de inversiones de energía y agronegocios de FMO, banco de desarrollo holandés, coincidió en que “si bien aún hay mucho por hacer a nivel regulatorio en la región”, se vislumbran “grandes oportunidades” para el almacenamiento en Panamá, Ecuador y Puerto Rico. 

Debido a que el financiamiento actual de inversiones renovables (solares y eólicos) se reduce y se torna más competitivo, el financiamiento de proyectos de almacenamiento de energía es considerado atractivo para el FMO, generando oportunidades comerciales e impactos.

«BESS optimiza la energía limpia y mejora la estabilidad de la red eléctrica. Es un componente esencial hacia la transición energética hacia cero emisiones alineándose con el camino hacia los 1.5 grados centígrados, pensando en países emergentes especialmente”, enfatizó.

En efecto, Vargas reveló que financiaron parte de un proyecto de almacenamiento en El Salvador (Capella Solar de 100 MW) compuesto por dos plantas y un parque de baterías de 10 MW y que están analizando financiar otro proyecto en Dominicana. 

Por último, Federico Fernandez, CEO de Otepi, firma desarrolladora proyectos de autogeneración y eficiencia, advirtió que las baterías de litio son las más demandadas en el mercado centroamericano y que se está innovando de la mejor manera posible para que los componentes de las baterías tengan el menor impacto posible al medio ambiente.

De acuerdo al ejecutivo, el diseño de baterías es el más “retador” porque tiene que estar hecho a la medida teniendo en cuenta el consumo del cliente y las características de la red. 

Para llevar más claridad, el experto revisó ejemplos concretos de proyectos de almacenamiento comercial en funcionamiento para mostrar el retorno de inversión en distintos escenarios y cómo elegir el modelo que mejor se adapte a tus necesidades

“Para no invertir o sub-invertir en almacenamiento, hay que medir el perfil del consumo, entender cuál es la potencia que exige y medir cuántos kilovatios hora necesito acumular. También se debe analizar si la prioridad es ahorrar o brindar confiabilidad cuando se va la luz”, insistió.

Bajo este argumento, exploró cómo maximizar ahorros y mejorar la rentabilidad aprovechando las diferencias tarifarias entre las horas pico y las horas de menor demanda. 

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La Superintendencia de Electricidad (SIE) de República Dominicana todavía tiene pendiente la publicación del nuevo reglamento de generación distribuida tras la consulta pública dada a fines del 2022. 

Si bien las expectativas estaban puestas en tener novedades entre febrero y marzo del corriente año, la realidad no fue así y desde la Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER) aún aguardan por una versión o un nuevo proceso que permita fortalecer y democratizar el sector energético nacional y promover la instalación de paneles solares en el país.

“Esperamos que la Superintendencia no saque un nuevo reglamento sin previas consulta con las partes interesada, porque ya transcurrió mucho tiempo desde 2022 y corresponde que haga una nueva vista pública donde dé a conocer la propuesta que incluya los comentarios o sugerencias”, sostuvo Marvin Fernández, presidente de ASOFER. 

“Nos reunimos con las autoridades pero estuvimos inmersos en el proceso electoral, por lo que no progresó el tema. De todos modos, con la reelección del oficialismo seguramente se reactivará la conversación para tener la directrices claras respecto hacia dónde va el sector y cómo seguir apoyando el crecimiento de las renovables”, agregó en conversación con Energía Estratégica. 

Entre las propuestas presentadas por ASOFER se destacan que continúe el esquema de medición neta, que las distribuidoras reconozcan solo el 90% de la energía inyectada por usuarios con tarifas monómicas permaneciendo un 10 % para su beneficio y que los clientes puedan instalar la capacidad necesaria para cubrir todas sus necesidades de consumo con energía renovable, sin limitaciones impuestas por la potencia contratada.

Asimismo, se propone eliminar los obstáculos para la interconexión y reducir la cantidad de estudios requeridos, simplificando procesos administrativos y técnicos para la instalación de sistemas de generación distribuida en el país, a la que solicitaron más recursos para que las empresas distribuidoras puedan realizar sus trabajos de inspección a los proyectos que solicitan energía renovable en sus techos. 

“Es muy importante que no haya un cambio de regulación hacia facturación neta y se mantenga la medición neta, por la que las empresas distribuidoras ahorraron más de USD 10.000.000 en 2023 de compras de energía en el mercado spot, porque se evitó el despacho de unidades de generación más costosas”, subrayó Fernández. 

“Hay cerca de 3.000.000 de contratos activos y solo hay 16038 clientes dentro del programa de medición neta. Es decir que sólo el 0,53% de los clientes tienen paneles solares en República Dominicana, a pesar que hay 387 MW instalados. Por lo que se debe fomentar más esta iniciativa”, insistió.

En consecuencia, con la demora de la publicación del reglamento de GD se arrastran grandes pendientes regulatorios para contribuir a un despliegue acelerado de las renovables en redes de distribución. 

Y otro de los puntos en los que persisten desde la ASOFER es la eliminación del tope del 15% de penetración fotovoltaica permisible en cada uno de los circuitos de distribución dominicanos; incluso teniendo como base un estudio realizado por la Agencia Alemana para la Cooperación Internacional (GIZ) en el año 2020. 

El mismo concluyó que la mayoría de los circuitos que tienen los distribuidores urbanos (menores a 10 km de la subestación principal) era posible exceder el 50%, el 70% e inclusive soportaba el 150% de penetración; mientras que, los circuitos rurales (más kilómetros de trayecto) llegaban a soportar en el orden del 25% o 30%.

“Este límite del 15% se debe eliminar, porque no es un umbral real sino que es un valor copiado de otra regulación y que no obedece ningún criterio técnico. Por tanto planteamos que la Superintendencia de Electricidad haga un estudio de esta índole en las redes de distribución estatales y privadas; a fin de determinar el nivel admisible”, indicó el presidente de la Asociación. 

“Así como también abogamos porque se mantengan los incentivos a las energías renovables, a pesar de que este año se prevé una reforma fiscal en el país”, añadió aludiendo al Decreto 03-24 (publicado el 8 de enero 2024) que declara de alto interés nacional la promoción y desarrollo de proyectos eléctricos en el territorio dominicano.

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La Fundación Bariloche llevará adelante su 14° Curso Latinoamericano de Regulación de los Sistemas Energéticos del 23 de septiembre al 4 de octubre del corriente año, de forma presencial en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA). 

Esta nueva capacitación de la Fundación Bariloche se desarrollará de forma intensiva de lunes a viernes a lo largo de dos semanas, con un esquema teórico – práctico de 6 horas diarias que busca enriquecer la formación de profesionales del sector respecto a principios regulatorios aplicables a los sistemas energéticos y su relación con la política y la planificación energética. 

“Tratamos de mantener la formación de profesionales que están en el sector público y privado, con quienes luego también mantenemos contacto para abordar diversos temas y movimientos de la industria energética. Por lo que nos detenemos en la cadena de la electricidad, con todas las fuentes de generación de energía disponibles y redes de transmisión y distribución, a la par de los desafíos y oportunidades que implica”, explicó Gonzalo Bravo, director del Departamento de Energía de Fundación Bariloche. 

“Por ejemplo, se abarca desde la propia generación de energía, su inyección en el sistema para llegar a los usuarios finales, así como también las compras conjuntas de los Grandes Usuarios, el pago de los peajes y hasta la figura del comercializador, que es un eslabón más que puede haber para buscar mejores precios”, agregó en conversación con Energía Estratégica.  

A fin de alcanzar una máxima flexibilidad, las sesiones se dividen en módulos para debatir sobre el uso de los principios regulatorios aplicables a los diferentes mercados, componentes de las cadenas productivas energéticas y su comparación con los marcos regulatorios instaurados por las reformas del sector en América Latina.

Módulo 1: Dimensiones de la regulación.
Módulo 2: Economía de la regulación.
Módulo 3: Regulación de productos y redes (electricidad).
Módulo 4: Regulación y descentralización.
Módulo 5: Cambio climático y energía.
Módulo 6: Estudios de casos.

Además, cada módulo se complementará con debate de casos, experiencias, información y análisis de la temática, a partir de las inquietudes o solicitudes que presenten los participantes. 

Cabe recordar que esta propuesta reunió, a lo largo de trece ediciones anteriores, a profesionales de toda Latinoamérica y Caribe que buscan una visión comprensiva de la evolución de la regulación energética; sumado a que la Fundación Bariloche tiene una tradición en capacitación que comenzó en el año 1969 con el emblemático Curso Latinoamericano de Posgrado en Energía y Política Energético Ambiental (hasta 2001) y con continuidad mediante la Especialización y Maestría en Economía y Planificación Energética y Ambiental”.

Por tanto, el 14° Curso Latinoamericano de Regulación de los Sistemas Energéticos aportará una mirada crítica en la materia y contará desde una introducción de contexto hasta la profundización en la regulación de los países de la región, conforme a la participación de las personas inscriptas. 

“Se mezcla lo legal, económico y técnico. Se explican las reglas de juego, premios, castigos e incentivos del sector junto a características descriptivas, como por ejemplo la forma en la que se despachan las energías renovables, rol creciente de recursos energéticos distribuidos, y desafíos planteados por los requerimientos de almacenamiento”, complementó Bravo. 

“También nos detenemos en los costos, las economías de escala y las distintas tipologías de costos para reflexionar sobre las diferencias de poder y rentabilidad obtenidas en los diversos eslabones de la cadena”, añadió con respecto al análisis de la naturaleza de las funciones de costos propias de las actividades energéticas y de los factores que inciden sobre la eficiencia estructural de las cadenas productivas del sector.

Todas las personas interesadas en obtener más información sobre este tipo de ofertas para el mercado, podrán acceder a la web oficial de Fundación Bariloche y conocer más detalles de esta propuesta académica para el sector energético de Latinoamérica. 

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

En este contexto, la Sociedad Ecuatoriana de Energía Verde (SEEV) busca obtener personalidad jurídica este año y consolidarse un actor clave en la difusión y promoción de estas prácticas en el país.

En conversaciones con Energía Estratégica, Johanna Sánchez, presidenta de la entidad comparte su visión sobre la coyuntura eléctrica de la región y señala propuestas para el avance del sector en el país sudamericano.

“Por el fenómeno de El Niño, tuvimos cortes de luz bastante prolongados. Si el gobierno impulsa políticas para desarrollar energías renovables sería mucho más atractivo para los inversores montar estos proyectos”, explica.

En este sentido, hace hincapié en la necesidad de mayor estabilidad en el marco regulatorio y político para brindar seguridad jurídica a los inversionistas y promover un entorno propicio para el desarrollo de proyectos.

Según la experta, una medida fundamental es robustecer la infraestructura de transmisión para integrar de manera eficiente la energía renovable en la red eléctrica nacional. 

“Muchas empresas generan su propia electricidad y no pueden conectarla al Sistema Eléctrico Nacional por falta de infraestructura. Se debería continuar buscando soluciones a estas limitaciones e invertir en redes eléctricas para suplir la demanda energética. Sin transmisión, no hay transición”, asegura.

Además, propone la reducción de impuestos en la importación de equipos para el desarrollo de tecnologías no convencionales con el fin de apoyar la producción local de esas tecnologías a escala industrial.  

“También sería bueno otorgar incentivos a los productores de energías limpias, biocombustibles e hidrógeno verde y sus derivados para impulsar la actividad. A su vez, estimar un costo en el que el gobierno podría comprar el hidrógeno podría volverlo más competitivo”, añade.

También sugiere crear programas para el aprovechamiento de biomasa para producir energía en diferentes sectores económicos.

Por otro lado, la experta sugiere impulsar aún más la generación distribuida no solo en las grandes ciudades y en Galápagos, sino también en otras geografías con déficit energéticos.

En síntesis, Sanchez explica que el objetivo principal de SEEV es identificar estas medidas necesarias para impulsar las energías renovables y acercarlas a la esfera política para que las regulen. 

“Ecuador necesita construir estas políticas en conjunto para lograr sus objetivos sostenibles. Queremos colaborar en conjunto con la Academia y el sector privado y público para diversificar la matriz y crecer como país”, concluye.

Cabe destacar que desde diciembre del 2023, Sociedad Ecuatoriana de Energía Verde avanza en las gestiones para obtener la vida jurídica. En este momento, están a la espera de las observaciones del Ministerio de Ambiente para consolidar la sociedad y esperan lograrlo este año.

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Muchos países de Latinoamérica se encuentran en la carrera regional del hidrógeno y buscan posicionarse como uno de los territorios que produzcan este energético a precios competitivos de cara a un mercado que cada vez toma mayor lugar en el mundo.

En línea con estos objetivos, el Ministerio de Minas y Energía de Colombia publicó para participación ciudadana el proyecto de decreto «Por el cual se adiciona el Decreto 1073 de 2015, con el fin de establecer lineamientos de política pública para la gestión, promoción y gobernanza del Hidrógeno y/o sus derivados y otras disposiciones«, con el objeto de recibir observaciones y comentarios.

Tal como publicó la entidad gubernamental a través de su sitio web, las observaciones, comentarios y propuestas al referido proyecto de resolución deberán realizarse por medio del siguiente foro o  diligenciando el formulario para recepción de comentarios, el cual se debe enviar conservando el formato editable al correo electrónico pciudadana@minenergia.gov.co, hasta el día jueves 15 de agosto de 2024.

Memoria_Justificativa_decreto_hidrógeno_para_comentarios

En este marco, Juan Zapata Mina, doctor en Ingeniería y asesor de hidrógeno en el Ministerio de Minas y Energía, señaló: «Me enorgullece compartir que desde el Ministerio hemos presentado una propuesta de decreto que busca modernizar el marco regulatorio del sector energético en Colombia, impulsando proyectos de hidrógeno y promoviendo una transición energética justa».

Y agregó: «Esta iniciativa incluye la creación de un comité interinstitucional para la gobernanza de toda la cadena de valor del hidrógeno, así como la certificación de origen del hidrógeno para asegurar a los consumidores información precisa y transparente. Además, se contempla un sistema de información para el seguimiento y difusión de los proyectos de hidrógeno en desarrollo en el país».

De acuerdo al documento de Memoria Justificativa, las garantías de origen y los certificados son aspectos fundamentales en la naciente regulación del sector del hidrógeno, ya que es imprescindible contar con mecanismos que aseguren la trazabilidad y la reducción de emisiones que este vector puede alcanzar.

Y precisó: «Asimismo, las metodologías para la contabilización de emisiones de GEI derivadas de la producción de hidrógeno están siendo desarrolladas y consensuadas a nivel internacional. Por ello, la emisión de este decreto con lineamientos generales sobre la adopción de un esquema de certificación de origen del hidrógeno debe estar en concordancia y ser compatible con los mercados internacionales. Actualmente, no existe un estándar internacional definido, siendo el europeo el más avanzado».

Según Zapata Mina, el proyecto también establece medidas para definir esquemas tarifarios para proyectos electrointensivos y de hidrógeno de bajas emisiones. De esta forma, ratifica que la inclusión de estos lineamientos en el decreto único reglamentario del sector Minas y Energía representa un avance significativo hacia la consolidación del hidrógeno como una pieza clave en la adopción de energías alternativas.

Cabe destacar que según la Asociación de Hidrógeno de Colombia, el país cuenta con una cartera de proyectos que incluye 28 iniciativas en desarrollo. Al ser plantas grandes de aproximadamente 5 GW, la mayoría entrarán después del 2035. Dentro de ese portafolio, existen en desarrollo 15 GW de electrólisis y una planta de hidrógeno azul de 190 kilotoneladas.

Teniendo en cuenta todo ese potencial de crecimiento, un marco regulatorio claro y preciso resulta fundamental cumplir con las metas establecidas para 2030 y situar al país como un actor clave en la producción y utilización del hidrógeno verde a nivel mundial.

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Como parte de un plan integral para impulsar tecnologías claves en el marco de la Transición Energética Justa, la UPME anunció este miércoles un paquete de medidas para impulsar el desarrollo de proyectos estratégicos de energía eólica costa afuera.

 La hoja de ruta trazada por el ente planeador incluye 3 medidas que inician con la estructuración de estudios para la identificación de herramientas metodológicas que permitan la armonización de las señales de expansión, tanto a nivel de la transmisión como de la generación de energía eléctrica.

Una segunda medida está relacionada con la articulación de los planes de corto, mediano y largo plazo, en particular el Plan Energético Nacional (PEN) con el Plan de Expansión de Referencia de Generación y Transmisión (PERGT), así como con los demás planes indicativos de la Unidad, lo cual permitirá una valoración adecuada de energéticos estratégicos de cara a beneficios ambientales, sociales, productivos y económicos.

Una tercera medida tiene que ver con la articulación interinstitucional para brindar seguridad jurídica a los desarrolladores que cuenten con un Permiso de Ocupación Temporal y estén interesados en conectarse a la red de transmisión, medida que permitirá optimizar los tiempos de acuerdo con las condiciones propias de estos proyectos.

 Finalmente, es preciso indicar que la UPME devela estas acciones con el fin de acelerar la transición energética justa mediante esfuerzos que mejoren la eficiencia en los procesos de aprobación y puesta en marcha de los proyectos que garanticen la seguridad, confiabilidad y resiliencia energética del país.

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DAS Solar, líder en tecnología N-type, celebra la ceremonia de certificación del «Laboratorio Testigo de TÜV Rheinland» en Zhejiang, China.

Con la tecnología N-type en su núcleo, DAS Solar ha establecido el récord mundial de eficiencia de conversión de celdas TOPCon de gran área en tres ocasiones consecutivas en ocho meses. La celda logra una impresionante eficiencia de producción masiva de hasta 26.6% y un voltaje de circuito abierto de 742mV.

En SNEC 2024, la serie Diamond de módulos DBC lanzada por DAS Solar recibió amplio reconocimiento en la industria por su destacado rendimiento en términos de potencia, seguridad y estabilidad.

Además, DAS Solar y renombradas instituciones como la Universidad de Nueva Gales del Sur llevan a cabo cooperación entre la industria y la investigación bajo la estrategia de ‘un núcleo y tres ramas’. Basándose en la tecnología de celda TOPCon más avanzada y tres tecnologías de soporte (DBC, TSiP y SFOS), DAS Solar apunta a mejorar la eficiencia de la celda al 40%.

La compañía considera la capacidad de pruebas de laboratorio como la parte más crucial e invierte fuertemente en mejorar el entorno del laboratorio y la formación de talentos. El Dr. Dengyuan Song, CTO de DAS Solar, dice que después de que el laboratorio fotovoltaico de DAS Solar calificara como un Laboratorio CNAS, un Laboratorio TMP de TÜV SÜD y un Laboratorio CTF2 de TÜV Nord, la acreditación del Laboratorio Testigo de TÜV Rheinland demuestra aún más el reconocimiento global de la capacidad de pruebas de laboratorio de DAS Solar, el sistema de gestión, el entorno, el personal y el hardware, lo que indica el excelente control de calidad y la fortaleza en I+D.

En la ceremonia de certificación, Weichun Li, Jefe Global de Electrónica de Potencia y Gerente General de Productos Solares y Comerciales de TÜV Rheinland para Gran China, menciona que los mercados extranjeros tienen estándares y requisitos más exigentes para la seguridad, el rendimiento y la fiabilidad de los productos importados. Como instituto líder en inspección y certificación en la industria, TÜV Rheinland hará todo lo posible para evaluar los parámetros de rendimiento de los productos, asegurando la operación estable a lo largo de su ciclo de vida. En el futuro, TÜV Rheinland facilitará una buena reputación de DAS Solar en los mercados globales y mejorará la competitividad de la marca de la compañía.

Yong Liu, Presidente y CEO de DAS Solar, enfatiza que como una marca de primer nivel en la industria fotovoltaica, la compañía siempre pone la mejora de la calidad en primer lugar para proporcionar a los clientes el valor óptimo del producto.

“Hemos invertido un gran número de personal senior y equipo profesional en la construcción del laboratorio para pruebas rigurosas de productos que pueden asegurar el alto estándar y calidad de cada módulo. La cualificación del Laboratorio Testigo de TÜV Rheinland es un testimonio de nuestras capacidades de pruebas de laboratorio y gestión”, destaca el ejecutivo.

Y valora: “estoy convencido de que, a través de la cooperación y comunicación estrecha entre ambas partes, podremos mejorar aún más la capacidad de control de calidad, optimizar el ciclo de pruebas de productos y alcanzar los Objetivos de Doble Carbono”.

El laboratorio fotovoltaico de DAS Solar es uno de los laboratorios empresariales más avanzados de la industria, integrando I+D y control de calidad con equipos de prueba profesionales y completos, cubriendo docenas de pruebas que incluyen inspección de apariencia de módulos, determinación de potencia máxima, prueba de aislamiento, prueba de corriente de fuga húmeda, PID, granizo, LID, UV, congelación húmeda y prueba de calor húmedo.

Mirando hacia el futuro, DAS Solar continuará fortaleciendo la capacidad de pruebas de acuerdo con estrictos estándares, esforzándose por mejorar la competitividad de los módulos y proporcionar a los clientes productos confiables y mejores servicios.

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Con una emotiva ceremonia que reunió a familiares, amigos y autoridades regionales, se llevó a cabo esta semana, en el Salón del Liceo Industrial Bicentenario de Excelencia, Armando Quezada Acharán, la certificación de 74 trabajadores y trabajadores en distintos rubros; 18 de los cuales acreditaron exitosamente sus competencias como Instaladores de Sistemas Solares Fotovoltaicos.

En la instancia participó el Gobernador de Magallanes, Jorge Flies, representantes del Servicio Nacional de Capacitación y Empleo (SENCE), el Centro de Evaluación y Certificación de Competencias Laborales Ecerlab SpA, la Coordinadora Regional de ChileValora Marilyn Cárdenas, el seremi de Energía de Magallanes, Sergio Cuitiño; y sus pares de Trabajo y Previsión Social, Doris Sandoval; de Economía, Marlene España; y de Gobierno, Andro Mimica.

DOBLE RECONOCIMIENTO

Durante la ceremonia, el titular regional de Energía de Magallanes, Sergio Cuitiño, felicitó a los becados que lograron exitosamente superar las pruebas de conocimiento, lo cual según dijo, tiene un doble mérito que hoy se está reconociendo.

“Este esfuerzo conjunto entre ChileValora, SENCE y el Ministerio de Energía ha permitido reconocer, por una parte, el espíritu de superación -del cual ahora son testigos amigos y familiares- y, por otra, acreditar las competencias laborales de trabajadoras y trabajadores en un área clave del sector energético que crece día a día en Magallanes”, subrayó el seremi Cuitiño.

En este sentido Cuitiño, planteó que la energía solar en la región es una fuente renovable que tiene similar rendimiento al que se registra en otras partes del país, como lo es en Los Ríos y Los Lagos, por lo que su potencial de desarrollo es auspicioso y positivo, tal como se ha podido apreciar en hospitales, colegios, viveros, pymes y viviendas particulares de Magallanes.

“Estos ejemplos vienen a derribar el mito que se cernía sobre nuestra región sobre la imposibilidad de usar la energía solar”, sostuvo la autoridad.

En esta misma línea, Cuitiño precisó que la certificación de competencias laborales de los 18 nuevos Instaladores de Sistemas Solares Fotovoltaicos vendrá a reforzar el Sub-Sector Energías Renovables no Convencionales de cara a la transición energética que está experimentando el país y que, en la región, en pocos años, y gracias al despliegue de la industria del hidrógeno verde y sus derivados, serán altamente demandados, debiendo incluso seguir actualizando sus conocimientos.

 MÁS COMPETENCIAS LABORALES, MEJORES EMPLEOS

La autoridad regional del ramo agregó que “esta ceremonia refleja la perseverancia de los becados y becadas, de la voluntad de superarse y del compromiso del Gobierno del presidente Gabriel Boric con la creación y fortalecimiento de los instrumentos del Estado que aportan mejoras al empleo y con esto, a las diversas áreas productivas del país; ello, siempre de la mano de sus trabajadores y en virtuosa alianza con el sector privado”.

En tanto, el seremi de Gobierno, Andro Mimica, sostuvo: “Como país nos hemos comprometido a avanzar en tecnología y crecimiento sustentable, y el desarrollo de la industria del Hidrógeno Verde será clave para conseguir este objetivo. Entonces, el desafío de nuestra región al ser parte importante de este cambio es crecer con infraestructura, herramientas, pero también y extremadamente importante, con mano de obra especializada. Hoy con esta certificación, logramos generar mano de obra competente para que los habitantes de nuestra región también sean parte de este proceso productivo”.

CHILE VALORA A SUS TRABAJADORES

Por su parte, la coordinadora regional de ChileValora, Marilyn Cárdenas, señaló que “como servicio público dependiente del Ministerio del Trabajo y Previsión Social, es fundamental anticiparnos a los empleos del futuro y estar al tanto de las tendencias emergentes para tomar las medidas necesarias que garanticen el desarrollo de los nuevos oficios y ocupaciones que requiere la industria, como en este caso, que se identificaron las competencias necesarias para crear este perfil laboral de instalador de paneles fotovoltaicos o el trabajo que ChileValora ha realizado con los perfiles para trabajadores de plantas de hidrógeno verde y que están disponibles para quien quiera certificar su experiencia”.

Diploma en mano, Johanna Valverde, la primera mujer de la región y la segunda de Chile en obtener la certificación de competencias laborales como Instaladora de Sistemas Solares Fotovoltaicos se mostró orgullosa, feliz y agradecida por la oportunidad brindada para acreditar sus conocimientos.

“Estoy muy contenta por el objetivo que he alcanzado. Feliz de compartir este logro con mi familia, que es mi mayor motivación para seguir aprendiendo y mejorando en el trabajo. También quiero expresar mi agradecimiento a mis jefes de Celectric por haber confiaron en mí y a las autoridades de Energía, de SENCE y de ChileValora, por la oportunidad que me dieron de crecer y superarme”, contó emocionada Valverde al cerrar la ceremonia de certificación.

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La Empresa Mendocina de Energía (Emesa) asume la operación y mantenimiento de Nihuil IV, luego de la decisión del Gobierno de Mendoza, a través del Ministerio de Energía y Ambiente, de unificar los regímenes jurídicos del sistema hidroeléctrico Los Nihuiles.

El anunció estuvo a cargo de la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, quien viajó a San Rafael junto con el subsecretario de Energía y Mineria, Manuel Sánchez Bandini; el director de Hidrocarburos, Lucas Erio, y el presidente de Emesa, Pablo Magistocchi, para hacer la recepción formal de la operatoria.

El objetivo es iniciar un período ordenado de transición hasta relicitar la operación de todo el complejo Los Nihuiles, compuesto por Nihuil I, II, III y IV, como ordena la ley aprobada por la Legislatura en 2023.

“El Gobernador de la Provincia ha instruido al Ministerio de Energía y a la Subsecretaría de Energía para que esos bienes sean recibidos, inventariados y entregados en tenencia para su operación y mantenimiento a Emesa”, detalló la ministra.

“Emesa fue creada en el 2012, entró en funcionamiento en el 2013 y ha pasado por distintos gobiernos. Es un instrumento para la concreción de la política energética, y dentro de la política energética de esta provincia está el relicitar el complejo Nihuiles en conjunto por una razón de eficiencia en la operatividad y en la productividad”, aseguró Latorre.

“El objetivo es poder licitar el complejo en forma conjunta para que un operador privado pueda participar luego de una licitación pública y transparente y tomar la operación y el mantenimiento del complejo generador de energía hidroeléctrica más importante de la provincia”, cerró.

“Emesa se va a hacer cargo temporalmente de la operación y mantenimiento de la central”, explicó Magistocchi. “Esto es para que converjan los plazos de dos sistemas, el de Nihuil IV con el resto de los Nihuiles”, agregó.

La finalidad, amplió el presidente de Emesa, es que “la nueva concesión que se ha aprobado por ley tenga coherencia y todas las centrales y presas del sistema actual pasen a ser parte de la misma concesión. Se va a trabajar con el mismo personal, que tendrá una continuidad laboral”.

El plazo del Contrato de Operación y Mantenimiento de Nihuil IV se extinguió el 31 de julio del 2024 y no integra la concesión otorgada por la Provincia de Mendoza a la empresa Hidroeléctrica Los Nihuiles SA (Hinisa), por lo que estaba jurídicamente separada del resto del sistema.

Cabe recordar que, a fines de mayo de este año, el Gobierno de Mendoza puso en vigencia el período de transición de Los Nihuiles. La ministra Latorre hizo el anuncio luego de una ley aprobada por la Legislatura, que defiende la propiedad de las centrales por parte de la Provincia.

De esta forma, el plazo rige hasta el 31 de mayo de 2025, cuando se deberá licitar el Sistema de Centrales Hidroeléctricas de la Cuenca del Río Atuel. Con Nihuil IV operada por Emesa, se unifican todas centrales hidroeléctricas del complejo para su transición ordenada y eficaz.

Emesa, encargada de la ejecución de la política energética establecida por los órganos competentes del Estado provincial, cuenta con la capacidad y los recursos necesarios para asumir la operación y mantenimiento de la central hidroeléctrica Nihuil IV de manera eficiente y segura.

Según el decreto firmado por el Gobernador Alfredo Cornejo y la ministra Latorre, “el control de la operación y mantenimiento de Emesa tiene por fin que en dicho lapso de tiempo y en conjunto con las demás centrales hidroeléctricas de la cuenca del río Atuel, se adopten las medidas conducentes, entre ellas, a contar con las estructuras societarias correspondientes, para su traspaso al sector privado mediante procedimientos licitatorios competitivos y transparentes, conforme la manda establecida en el artículo 7° de la Ley 9486”.

De esta forma, se da por extinguido el contrato de construcción, operación y mantenimiento celebrado con la empresa Hidronihuil SA. El Ministerio de Energía y Ambiente tomará posesión de la central hidroeléctrica y registrará los bienes en el inventario de la Provincia, con auditoría incluida.

Sobre Los Nihuiles

El Sistema Hidroeléctrico Los Nihuiles está en San Rafael, sobre el río Atuel, y tiene una capacidad instalada aproximada de 290 MW, que representa 0,7% de la capacidad instalada de la Argentina.

Está conformado por tres represas, cuatro plantas generadoras de energía hidroeléctrica y un dique compensador. Cubre una longitud total de cerca de 40 kilómetros y una diferencia de altura aproximada de 460 metros. Hasta hoy, tres plantas generadoras tenían un régimen jurídico, y una cuarta planta, otro distinto.

Nihuil I está conformado por el embalse El Nihuil (1947) y la presa de cabecera del sistema. El desnivel generado se aprovecha en la central hidroeléctrica Nihuil I (75 MW) Ing. Juan Eugenio Maggi.
Nihuil II está conformado por la presa Aisol (1969), desde la que se alimenta la central hidroeléctrica Nihuil II (131,2 MW).
Nihuil III está conformado por la presa Tierras Blancas, construida en 1969 pero en servicio desde 1977, y la central hidroeléctrica Nihuil III (52 MW).

El sistema se completa con el embalse Valle Grande (1964), al que se agrega la central hidroeléctrica Nihuil IV (30 MW), que entra en operaciones en 1997. Desde 1990 a 2017, la generación anual promedio fue de 838 GWh, con un máximo de 1.250 GWh registrado en 2006 y un mínimo de 516 GWh, registrado en 20144.

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La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) recibió 39 solicitudes de prioridad de despacho en la convocatoria del segundo trimestre 2024 del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) de Argentina. 

Los proyectos presentados solicitaron una potencia mínima a adjudicar de 1316,03 MW hasta un máximo de 2769,86 MW; pero si se tiene en cuenta toda la capacidad a instalar por las centrales, la cifra se eleva hasta 3410,33 MW. 

Ello se debe a que algunos parques ya poseen un porcentaje de su potencia con prioridad de despacho en otras convocatorias de esta índole, en tanto que otros podrían volver a presentarse en futuros llamados del MATER para tratar de lograr la adjudicación de la capacidad remanente.

Los proyectos fotovoltaicos nuevamente predominan con 26 solicitudes que totalizan 1527,86 MW de potencia máxima pedida para adjudicar (mínimo de 607,83 MW), por sobre los parques eólicos que ocuparon las 13 peticiones restantes, con un mínimo requerido de 708,2 MW hasta 1242 MW de prioridad de despacho. 

Además, dos empresas incluyeron inversiones en la expansión de las redes de transmisión eléctrica nacional: Genneia para la planta solar Los Molles (89,5 MW de capacidad), y ABO Energy hizo lo propio en el parque eólico Energía Pura (147 MW). 

La particularidad de este último emprendimiento mencionado es que ABO Energy presentó el mismo proyecto por duplicado, con la diferencia de que una de sus solicitudes contempla la ampliación del transporte eléctrico por 300 MW. Por lo que si la obra resulta ganadora, tendrá 300 MW a disposición, de los cuales 147 MW los ocuparía inmediatamente y podrían rellenar el resto en el futuro.

De la totalidad de las solicitudes, 31 participan en el MATER Pleno (sin restricciones o limitaciones circunstanciales para inyectar energía) por hasta 2112,66 MW. Mientras que en el mecanismo de asignación Referencial A (curtailment de hasta 8% de la energía anual característica en las condiciones previstas de operación) se presentaron 37 iniciativas por un máximo de 2644,03 MW, considerando que varias de ellas competirán en ambos procesos.

Aunque cabe recordar que CAMMESA determinó que el MATER Pleno posee disponibilidad de hasta 280 MW para exportar la zona integrada por Misiones, Noreste Argentino y el Litoral; pero el mecanismo Ref. “A” tendrá desde 1254 MW hasta 1754 MW, de acuerdo a la tecnología presentada en cada corredor.

Exportación Comahue: 478 MW más 200 MW adicionales si éstos se tratan de plantas solares
Exportación Patagonia – Provincia de Buenos Aires: 101 MW + 200 MW si corresponde a proyectos solares
Exportación Centro – Cuyo – Noroeste Argentino: 200 MW más 100 MW si es tipo eólico
Misiones – NEA – Litoral: 475 MW

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

¿Cómo sigue el proceso?

El miércoles 14 de agosto, CAMMESA informará los proyectos que requieran desempate (en caso que sea necesario por capacidad de transporte insuficiente), que se realizará el martes 20 de dicho mes; mientras que la asignación de la prioridad de despacho se dará a conocer el viernes 23/8. 

MATER T2-2024 – Solicitudes de Prioridad Presentadas.xlsx – MATER T2-2024

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Por tercer año consecutivo, Future Energy Summit (FES) congregará en Chile a cientos de referentes, autoridades de gobierno, inversionistas, desarrolladores de proyectos, tecnólogos, EPCistas, generadoras y gremios del sector energético de Latinoamérica.

El mega evento se desarrollará los días 27 y 28 de noviembre en el Hotel Intercontinental de la ciudad de Santiago (Av. Vitacura 2885, Las Condes), a lo largo de dos jornadas llenas de oportunidades de networking, entrevistas exclusivas, encuentros cara a cara y debates cruciales para la industria renovable. 

A medida que se acerca la fecha, más entidades confirman su asistencia a la cumbre ya cuenta con entradas Early Bird a la venta (hasta el 2 de septiembre). A tal punto que Black and Veatch, Domo Legal y ZNShine disertarán sobre las posibilidades de crecimiento y el avance de la energía solar, el hidrógeno verde y el almacenamiento en la región. 

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Black and Veatch es una empresa con más de un siglo de trayectoria a nivel global con más de 460 GW de proyectos desarrollados en todo el mundo, de los cuales más de 49 GW son fotovoltaicos y 56 GW a proyectos de energía eólica. 

La compañía expondrá en FES Chile a través de su gerenta de Desarrollo de Negocios, Angela Castillo, quien aportará su mirada sobre el hidrógeno verde como nuevo aliado para el sector renovable chileno. 

Por lo que será una voz autorizada en la materia, dado que Black & Veatch se comprometió como EPC al desarrollo de alrededor de 365 MW de capacidad para la electrólisis, liderando así tres  proyectos de H2V que duplicarán la capacidad instalada global en la materia. 

Por el lado de Domo Legal, consultora especializada en temas regulatorios especialmente del sector eléctrico, formará parte del panel debate denominado “Oportunidades para crecimiento del Almacenamiento en el Cono Sur”. 

Daniela González, experta en regulación del sector energía y derecho administrativo y fundadora de la consultora Domo Legal, será quien analice la actualidad y perspectivas para una tecnología que va a la alza en Chile, considerando que tuvo incentivos en la licitación de suministro 2023/01 y que ya hay más de 1500 MW de baterías declaradas en construcción en el país. 

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Además, este año se aprobó el nuevo reglamento de transferencias de potencia, que aplica  aplicación de la tabla del reconocimiento de potencia inicial hacia los sistemas de almacenamiento de energía (SAE) y de la componente de almacenamiento de centrales renovables con capacidad de almacenamiento (CRCA). Sumado a que recientemente el gobierno adjudicó más de 11 GWh de capacidad de almacenamiento en terrenos fiscales. 

Mientras que ZNShine, firma proveedora y fabricante de módulos solares con más de 30 años de experiencia en la industria, se sumará al panel de debate en el que se analizarán los nuevos desafíos y desarrollos del sector fotovoltaico en el Cono Sur. 

Marisol Neira, directora de Cuentas Clave para América Latina de ZNShine, volverá a decir presente en un mega evento de Future Energy Summit tras las cumbres de Argentina y República Dominicana, donde vaticinó que la compañía posee más de 160 MW en ofertas abiertas, a la par que se esfuerza por asesorar a cada cliente según sus necesidades específicas y califica los módulos topcon de hasta 700W para utility scale y hasta 580W en generación distribuida como los más demandados.

Por lo que FES Chile nuevamente será un espacio para promover el diálogo y explorar sinergias entre las principales empresas y personas protagonistas del sector renovable del Cono Sur. Adquiera su entrada para acceder a la cumbre en Chile en el Hotel Intercontinental de Santiago a través de este link.

¡No deje pasar la oportunidad de asistir a este mega evento!

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Durante la Guardia de Honor que llevó adelante en homenaje al General Lázaro Cárdenas del Río en el marco del 86 aniversario de la expropiación de la industria petrolera, la Presidenta Electa de México, Claudia Sheinbaum encabezó una conferencia de prensa en la que tocó diversos ejes, uno de ellos, el rumbo en el que dirigirá la política energética del país.

Al ser consultada sobre el futuro de la estatal Petróleos Mexicanos (PEMEX) y de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), Sheinbaum destacó que están trabajando codo a codo con futura la secretaria de energía Luz Elena González para garantizar el suministro confiable de energía a los mexicanos.

«En el caso de PEMEX, estamos trabajando en su balance financiero, en la importancia de mantener la producción a un cierto nivel y evaluando si es necesario reforzar la refinación. Estamos trabajando en nuevas áreas de oportunidad y de desarrollo para Pemex que son importantes; como por ejemplo, el análisis de la industria petroquímica que le dará a Pemex ingresos adicionales a la producción y refinación de petróleo y venta de gasolinas y diésel», anticipó.

Y agregó: «E incluso la posibilidad que PEMEX incursione, por ejemplo, junto con Litio MX en la minería de litio, donde ya petroleras de otros países están incursionando y que le daría a Petróleos Mexicanos también una posibilidad de extracción y desarrollo y ganancias distintas a las del petróleo y gas natural únicamente. Estamos trabajando en ello y en fortalecer las finanzas de Pemex con este plan a largo plazo».

Por otro lado, Sheinbaum señaló que CFE ha encontrado una manera de financiamiento que le está permitiendo construir más de 9 mil MW los cuales les tocará inaugurar durante su gestión.

«Con el Presidente Andrés Manuel López Obrador (AMLO) fuimos a tres plantas (generadoras de energía) en el norte de la República: Mexicali, San Luis Río Colorado y Puerto Peñasco (solar). Pero hay otras plantas de ciclo combinado que está haciendo CFE con un financiamiento propio, la propia comisión encontró un mecanismo de financiamiento sin generar grandes endeudamientos», afirmó.

Según la mandataria, el objetivo  de la CFE es apoyar la transición energética, al fortalecer aun más las fuentes renovables de energía partir de distintos mecanismos.

No obstante, recalcó: “Que quede muy claro, como ya lo planteé en la campaña electoral, el objetivo es mantener el 54% de generación en manos del Estado Mexicano y 46% en manos del sector privado y para ello hay una reforma, una de las 20 reformas que envió AMLO al Congreso de la Unión para que le permita a la Comisión Federal de Electricidad generar esta cantidad de energía eléctrica. Que hoy por la reforma del 2013 de Peña Nieto, la CFE tiene muchas limitaciones».

Cabe destacar que Sheinbaum se refiere a la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) de AMLO la cual fue muy criticada por la oposición y representantes del sector energético al ser considerada responsable de provocar incertidumbre jurídica, limitar las inversiones, priorizar a CFE por encima de las empresas privadas e ir en contra de los tratados T-MEC que mantiene México con sus socios comerciales, Canadá y Estados Unidos.

Esta iniciativa busca transferir las obligaciones y facultades de los reguladores del sector, que son la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), a la Secretaría de Energía. También, propone limitar el poder del CENACE y que este pase a formar parte de la CFE.

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La Asociación de Productores de Energía Renovable (APER) de Puerto Rico identifica retrasos en el Plan Integrado de Recursos (PIR) y los procesos de Solicitudes de Propuestas (RFP, por sus siglas en inglés), que generan incertidumbre a los inversionistas sobre el porvenir del sector energético local.

En conversación con Energía Estratégica, el director ejecutivo de APER, Julián Herencia, expresó su preocupación por las dilaciones y exhortó a brindar mayor claridad sobre las metas de energías renovables en el archipiélago.

Al respecto, señaló que el PIR que continúa vigente no integra la meta del 100% de energía renovable de manera concreta. El director ejecutivo de APER enfatizó que, aunque se han mencionado porcentajes a nivel de política pública y legislación, esta meta no está articulada en el plan.

«Es importante que se defina qué significa 100% energía renovable», subrayó Julián Herencia, destacando la necesidad de una definición clara y realista que contemple una flota mínima de centrales de base como aquellas con fuentes de combustibles fósiles, para asegurar la seguridad y resiliencia del sistema eléctrico.

A corto plazo, reconoció que probablemente haya una sustitución o modernización de la generación actual de combustibles fósiles por tecnologías más eficientes y menos contaminantes, como el gas natural, biocombustibles y potencialmente el hidrógeno verde. La pregunta que ubicó como clave en este debate sobre el futuro del sector es: «cómo vamos a ir evolucionando y en qué cantidades vamos a ir evolucionando hasta lograr la meta de largo plazo».

Según el referente empresario, además de las demoras en la elaboración del nuevo plan, «el proceso participativo tampoco ha sido el mejor» y considera que «un plan integrado de recursos tan importante en la coyuntura que nos encontramos en Puerto Rico» debería contar con foros de participación más amplios e incorporar los aprendizajes de los últimos años, incluyendo las conclusiones del informe del Departamento de Energía (DOE) conocido como el reporte del PR100.

El PIR no es lo único que se ha aplazado en el sector eléctrico, los primeros 3 tramos de RFP -que de hecho están motivados por el plan vigente- también caminan a un tiempo lento.

Comparando los procesos de los distintos tramos, señala que el tranche 2 -y por consecuencia el tranche 3- ha sido mucho más retrasado y desarticulado en comparación con el trache 1. «La administración del proceso de solicitaciones para el tranche 2 ha sido muy accidentado, donde han imperado obviamente retrasos de fechas y poca comunicación en cuanto a la reposición de esa fecha», afirmó Herencia.

Impacto político y futuro del sector

Julián Herencia, director ejecutivo de APER, reconoció que con las próximas elecciones locales y federales en Estados Unidos hay incertidumbre sobre cómo las políticas energéticas podrían cambiar. Sin embargo, consideró que todos los movimientos políticos en Puerto Rico están a favor de las energías renovables, aunque no está claro cuál será la penetración de estas energías en la futura matriz energética.

Por lo pronto, APER se está enfocando en asegurar que los proyectos del tramo 1 obtengan su financiamiento y comiencen su construcción. También están atentos al cierre de los tramos 2 y 3 para contribuir al avance de estos proyectos.

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En la República Dominicana, como en muchas otras partes del mundo, las empresas de generación de electricidad enfrentan riesgos significativos relacionados con la ciberseguridad tanto en sus Tecnologías de la Información (TI) como en las Tecnologías Operativas (TO). 

“Estos riesgos no sólo amenazan la estabilidad operativa de las empresas, sino también la seguridad nacional debido a la importancia crítica de la infraestructura eléctrica”, advirtió Elsa Encarnación, Directora de Ciberseguridad y Ciberdefensa del Ministerio de Defensa de República Dominicana. 

¿A qué delitos informáticos están expuestos los generadores que venden electricidad? La especialista amplió que los delitos informáticos pueden tipificarse de la siguiente manera: 

Los delitos contra la confidencialidad, integridad y disponibilidad de datos en las empresas de generación de electricidad en la República Dominicana comprometen tanto las Tecnologías de la Información (TI) como las Tecnologías Operativas(TO). Estos delitos abarcan acciones como el acceso ilegal a sistemas críticos y la interceptación de datos, afectando tanto a la infraestructura de TI, que incluye bases de datos y redes de comunicación, como a la de TO, que involucra sistemas de control y automatización. La protección de estos sistemas es fundamental para evitar manipulaciones no autorizadas y garantizar que los datos y recursos necesarios estén disponibles para operaciones legítimas, preservando así la seguridad y eficiencia de las operaciones críticas en el sector energético.
Los ataques a la infraestructura de red en las empresas de generación de electricidad representan una amenaza significativa debido a su potencial para manipular operaciones y robar datos sensibles. En el ámbito de TI, estas incursiones pueden comprometer redes empresariales, sistemas de gestión de datos y otras plataformas digitales esenciales para la operación diaria y la toma de decisiones estratégicas. Por el lado de TO, los ataques se centran en sistemas de control industrial y automatización que son críticos para el funcionamiento seguro y eficiente de las instalaciones de generación de energía. Estos ataques pueden tener como objetivo alterar el funcionamiento de los procesos operativos, lo que podría resultar en interrupciones del servicio o incluso desastres de mayor escala. Es por esto que, la seguridad integrada que proteja tanto TIcomo TOes crucial para mitigar estos riesgos, asegurando la continuidad y la fiabilidad de las operaciones energéticas.
Los sabotajes en forma de ataques de Denegación de Servicio (DoS) y ataques Distribuidos de Denegación de Servicio (DDoS) constituyen una amenaza severa para las empresas de generación de electricidad, afectando tanto las tecnologías de información (TI) como las operativas (TO). En el nivel de TI, estos ataques buscan sobrecargar los servidores y las redes con un volumen abrumador de tráfico malintencionado, lo que impide que los sistemas gestionen las operaciones normales y, por ende, interrumpe la prestación de servicios críticos. A nivel de TO, el sabotaje puede tomar formas más directas, como la alteración maliciosa de la configuración de los sistemas de control industrial que regulan los procesos físicos de generación y distribución de energía. Estas interferencias no solo pueden paralizar la producción de energía, sino también poner en riesgo la seguridad de las instalaciones y la integridad física del entorno. En ese sentido, para prevenir tales ataques se requiere de una estrategia de seguridad cibernética robusta que combine protección digital avanzada con controles físicos estrictos, asegurando la resiliencia de los sistemas críticos frente a intentos de sabotaje.
Phishing y otras estafas de ingeniería social, dirigidas a colaboradores para obtener acceso a redes corporativas, estos métodos explotan la confianza y la falta de conocimiento, induciéndoles a revelar información sensible o realizar acciones que comprometan la seguridad interna. Por lo tanto, para contrarrestar estos ataques, es imprescindible implementar soluciones de ciberseguridad robustas, como sistemas anti-phishing, y desarrollar programas exhaustivos de capacitación que refuercen la concienciación sobre los riesgos y mejoren las capacidades de detección y respuesta de los empleados ante intentos de manipulación.
Las intrusiones en los Sistemas de Control Industrial (SCI) representan una de las amenazas más graves para las empresas de generación de electricidad, debido a su potencial para comprometer operaciones críticas y la seguridad general de las instalaciones. Estos sistemas, que incluyen SCADA, PLCs y otros dispositivos de automatización, son esenciales para el monitoreo y control de procesos industriales complejos y su interrupción puede tener consecuencias catastróficas. Cuando los ciberdelincuentes logran infiltrarse en estos sistemas, pueden manipular operaciones desde el ajuste de parámetros de producción hasta el control de dispositivos operativos, lo que puede llevar a fallos de maquinaria, paradas no programadas, e incluso desastres ambientales. La alteración de los SCI también puede facilitar el robo de datos operativos y comerciales críticos.
La filtración de datos sensibles en la Dark Web relacionados con la infraestructura de generación eléctrica presenta riesgos significativos de seguridad y operacionales. Estos datos pueden incluir desde configuraciones de sistemas y planos hasta información de acceso a sistemas críticos y detalles personales y financieros. La disponibilidad de esta información facilita el espionaje industrial y el sabotaje, comprometiendo la integridad y la seguridad de las operaciones. Por lo tanto, para mitigar estos riesgos, es esencial que las empresas implementen medidas robustas de ciberseguridad, mejoren sus protocolos de detección de brechas de datos y fortalezcan sus políticas de manejo y protección de información confidencial.

En la actualidad, los riesgos tecnológicos asociados a la infraestructura de generación eléctrica, como las filtraciones de datos sensibles y los ataques a sistemas de control industrial, están siendo abordados a través de normativas internacionales y esfuerzos regulatorios locales. 

Citando un ejemplo, la Directora de Ciberseguridad y Ciberdefensa del Centro de Comando, Control, Comunicaciones, Computadoras, Ciberseguridad e Inteligencia (C5i) de las Fuerzas Armadas, señaló que en América del Norte, el cumplimiento con el NERC CIP (Protección de Infraestructura Crítica de la Red Eléctrica) ayuda a proteger las redes eléctricas contra posibles amenazas de seguridad cibernética. Paralelamente, el estándar IEC 62443 indicó que proporciona un marco para asegurar los sistemas de control industrial utilizados en diversas formas de infraestructura crítica, incluyendo la energética. 

En la República Dominicana, la Superintendencia de Electricidad (SIE) está trabajando activamente en el desarrollo de un reglamento de ciberseguridad específico para el sector energético. Al respecto, Elsa Encarnación, observó: 

“Esta iniciativa busca adaptar y reforzar las mejores prácticas internacionales de seguridad para proteger la infraestructura vital del país contra ataques informáticos y otras vulnerabilidades cibernéticas”.

Recomendaciones para reforzar la seguridad 

Para mejorar la postura de ciberseguridad, la Directora de Ciberseguridad y Ciberdefensa del Centro de Comando, Control, Comunicaciones, Computadoras, Ciberseguridad e Inteligencia (C5i) de las Fuerzas Armadas, recomienda sin limitarse a:

Implementar medidas de seguridad robustas:

TI: Configurar firewalls de última generación y sistemas de prevención de intrusiones que sean capaces de identificar y bloquear amenazas avanzadas.
TO: Dado que los sistemas de TOsuelen ser críticos y no se actualizan con la misma frecuencia que los sistemas TI, es crucial implementar soluciones de seguridad específicas para TO, como gateways de seguridad industriales y firewalls especializados que pueden operar en entornos de producción.

Capacitación continua para colaboradores:

Desarrollar un programa de concientización en seguridad que incluya simulacros de phishing y formación sobre las últimas tácticas utilizadas por los ciberdelincuentes. Este programa debe ser específico para los riesgos asociados tanto en TIcomo en TO, reconociendo que las tácticas y remedios pueden variar significativamente entre estos entornos.

Evaluaciones de seguridad regulares:

TI: Implementar un calendario de auditorías y pruebas de penetración, cumpliendo con las regulaciones como las mencionadas del Centro Nacional de Ciberseguridad (CNCS) de la República Dominicana, para detectar proactivamente las vulnerabilidades en aplicaciones y redes. 
TO: En el ámbito de TO, adaptar las pruebas de penetración para considerar las particularidades de los sistemas de control industrial y automatización, asegurando que estas pruebas no interrumpan los procesos industriales. Además, considerar realizar evaluaciones de seguridad física específicas para las instalaciones de TO.

Seguridad física y lógica:

TI: Asegurar los datos y los sistemas mediante autenticación multifactorial, cifrado y gestión segura de identidades y accesos. En ese mismo tenor, implementar políticas de seguridad que limiten el acceso a información crítica solamente a usuarios autorizados. 
TO: Reforzar la seguridad física de las instalaciones de TO, como plantas de producción o centros de datos, utilizando sistemas de control de acceso, videovigilancia y monitoreo ambiental. Ya que, para proteger contra el acceso físico no autorizado que podría permitir manipulaciones físicas o lógicas, esto es sumamente esencial.

Planes de respuesta ante incidentes:

Desarrollar y mantener planes de respuesta ante incidentes que incluyan procedimientos específicos para manejar incidentes en sistemas TIy TO. Esto debe incluir la colaboración con autoridades locales y expertos en ciberseguridad para una gestión efectiva de crisis. En ese mismo orden de ideas, se deben realizar simulacros de respuesta a incidentes regularmente para evaluar la preparación tanto del personal TIcomo de TO

Implementar Políticas de Ciberseguridad para TIy TO

Para fortalecer la ciberseguridad en entornos de Tecnologías de la Información (TI) y Tecnologías Operativass (TO), es esencial implementar políticas de ciberseguridad integradas. Esto incluye realizar evaluaciones de riesgo conjuntas, desarrollar directrices que se adapten tanto a las necesidades universales como a las específicas de cada dominio, y asegurar el cumplimiento a través de capacitaciones continuas y auditorías regulares. Estas políticas deben abordar desde la seguridad en la nube y la protección de datos en TI, hasta la gestión de sistemas de control industrial y la segregación de redes en TO, garantizando así una defensa robusta y coherente a lo largo de toda la organización.

Protocolos a seguir en caso de un ataque informático en República Dominicana 

De acuerdo con Elsa Encarnación, los pasos a seguir incluyen:

• Para gestionar incidentes de manera efectiva, es crucial activar el plan de respuesta a incidentes, empleando los playbooks correspondientes (conjuntos detallados de procedimientos) diseñados específicamente para cada tipo de incidente clasificado. Estos procedimientos deben estar alineados con los estándares internacionales de ciberseguridad reconocidos en el sector energético, como el NERC CIP en América del Norte y el estándar IEC 62443, garantizando así una respuesta coherente y eficaz acorde a las mejores prácticas globales en el sector industrial, dentro del cual está el sector energético.
• Notificar a todas las partes afectadas por el ciberataque, siguiendo las directrices establecidas en el plan de comunicación ante crisis. Esta notificación debe ser oportuna y precisa para gestionar eficazmente la situación y minimizar el impacto del incidente.
• Notificar al Centro Nacional de Ciberseguridad (CNCS) sobre el ciberataque tal como lo establece la medida que está contenida en el decreto 685-22, emitido por el Poder Ejecutivo (esto es en el caso de República Dominicana y está sujeto a variación dependiendo de la legislación de cada país).

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En el medio de una fuerte crisis energética en el Caribe, la empresa de energía Air-e tuvo que suspender el suministro eléctrico de población vulnerable en los departamentos de Atlántico, Magdalena y La Guajira (Colombia) por falta de pago ante significativos incrementos en la tarifa de luz.

En este marco, a pesar de que la millonaria deuda persiste Air-e se comprometió a frenar los racionamientos de energía y están trabajando junto al sector público en alternativas para garantizar el suministro.

Durante un encuentro encabezado por el Ministro de Minas y Energía de Colombia, Andrés Camacho, con el Gobernador del Atlántico, Eduardo Verano de la Rosa, 23 alcaldes de este departamento, representantes de la empresa de energía Air-e y otros stakeholders del sector, discutieron la construcción de un acuerdo para lograr tarifas justas en el Caribe.

Tras la cita, Camacho anunció: “Hemos construido una ruta de trabajo partiendo de un acuerdo y consenso que venían construyendo los alcaldes, la gobernación y las empresas en la región del atlántico”. 

Y agregó: “Esta ruta contempla soluciones inmediatas para evitar que se sigan produciendo cortes de energía en las regiones más vulnerables del Atlántico. Unas medidas que permiten también avanzar en la visión de transición energética que tenemos desde el gobierno”.

Según el ministro, estas alternativas urgentes incluyen la implementación de comunidades energéticas, techos solares, municipios energéticos y medidas estructurales y regulatorias para reducir las tarifas de energía.

En línea con estos objetivos, Camacho anunció la creación de una Comisión, que consiste en una mesa técnica de energía en el Atlántico. Esta tendrá un seguimiento mensual y contará con la participación de todos los actores involucrados: Superintendencia de Servicios Públicos, Air-e, alcaldes, Gobernación y Ministerio de Minas y Energías, entre otros 

“Convocamos a las generadoras de energía eléctrica a una sesión en donde logremos acuerdos para que ellas también hagan parte de este paquete de soluciones. Así que avanzamos con éxito en esta ruta para darle alternativas y soluciones para beneficiar a los usuarios del Caribe, especialmente a los sectores más vulnerables que hoy por hoy viven esta crisis tarifaria”, concluyó.

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En Puerto Rico, el almacenamiento de energía a través de baterías ha emergido como una solución frente a los desafíos energéticos que enfrenta el archipiélago. Las condiciones atmosféricas adversas y los problemas constantes con la red eléctrica, incluyendo cortes y fluctuaciones de voltaje, han impulsado a muchos usuarios a buscar alternativas más confiables.

Gabriel Pérez Sepúlveda, director ejecutivo de SolRenew, enfatizó: “Definitivamente, en Puerto Rico las baterías llegaron para quedarse”.

Las opciones de financiamiento han facilitado el acceso a las baterías para muchos consumidores. Empresas como Sunrun, Sunnova y Sunrise ya ofrecen alternativas para el mercado puertorriqueño en la que añaden la batería en el financiamiento de un PPA. Esto no sería todo, aquellos que prefieren no optar por financiamiento pueden recurrir a los incentivos del Community and Development Block Grant for Disaster Recovery (CDBG-DR), que proporcionan fondos significativos para la inversión en sistemas de energía solar con baterías.

De allí que el crecimiento en la capacidad de baterías haya sido significativo en los últimos años, superando ya el 1 GW instalado. El director ejecutivo de SolRenew destacó que este aumento ha sido particularmente notable en el sector residencial, mientras que el comercial aún estaría en una fase de adopción. “En Puerto Rico, alrededor del 90% o 95% de los negocios críticos cuentan con un generador hace años (…) Sin embargo, estamos viendo un creciente interés económico en reducir el consumo de estos generadores mediante la incorporación de baterías o la creación de microrredes”, advirtió.

En el segmento de generación distribuida un factor adicional a considerar será el futuro de la medición neta en Puerto Rico. De prosperar las medidas que promueve la Junta de Supervisión y Administración Financiera de Puerto Rico (FOMB) para eliminar o devaluar la política de medición neta antes de 2030, los nuevos sistemas fotovoltaicos podrían recibir un impacto negativo, pero no así las baterías.

Desde la perspectiva de Gabriel Pérez Sepúlveda, un cambio en la política de medición neta no sería un obstáculo para la industria de las baterías.

“Si la medición neta se ve afectada, lo que probablemente ocurrirá es un aumento en el uso de baterías, y mucha gente podría optar por desconectarse de la red o utilizar las baterías durante las horas pico de consumo. Personalmente, tengo mi batería programada para utilizar un 25% o 30% durante la noche”, ejemplificó Pérez Sepúlveda.

Recomendaciones para el futuro del almacenamiento

Ángel Rivera, CEO de Nu Energy Consulting Group LLC y excomisionado Asociado del Negociado de Energía de Puerto Rico, se sumó a las recomendaciones para el futuro del almacenamiento y subrayó la importancia de incluir más alternativas para las baterías en el nuevo Plan Integrado de Recursos.

“Debemos maximizar el uso de almacenamiento dado que permitiría hacer time shifting de los recursos renovables, proveería mayor estabilidad ante la intermitencia de las fuentes renovables y podría ayudar en las subestaciones como reguladores de voltaje y frecuencia entre otros”, afirmó Rivera.

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Petrobras, la empresa petrolera brasileña semi-pública de propiedad mixta, continúa con su estrategia de transición energética en el país que le permita reducir la huella de carbono de los productos,  en consonancia con la visión del mercado en cuanto a generación de valor económico y la rentabilidad

Uno de los focos está orientado a la generación de energía renovable, principalmente eólica y solar onshore, pero también ya consideran a la eólica marina como una alternativa para el futuro, aunque para avanzar en ese campo, la compañía está a la espera de una normativa específica 

“Por ahora no hay Capital Expenditure (CAPEX) para la eólica offshore porque no hay un marco regulatorio establecido. Pero pensamos en zonas reservadas e inversiones, sobre todo mediante memorándums de entendimiento y alianzas con otras empresas en la materia”, señaló durante un evento Mauricio Tolmasquim, director de Transición Energética y Sostenibilidad de Petrobras. 

El sector energético de Brasil espera por la continuidad del proyecto ley que regula el suministro y concesión de áreas para la exploración de energía eléctrica renovable offshore, tras la aprobación en diputados a finales del 2023 (ver nota).

La iniciativa N° 11247/2018 ya se encuentra en el Senado para su tratamiento y, de lograrse la sanción definitiva, el Poder Ejecutivo será quien deba las áreas sujetas a la instalación de equipos de generación; aunque las mismas no podrán estar en campos petroleros, rutas de navegación marítima o áreas protegidas por la legislación ambiental. 

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

Incluso, la propia Petrobras mantiene un proceso abierto para la concesión de diez licencias ambientales de centrales eólicas marinas por casi 23 GW de capacidad, aunque el objetivo final es llegar a los 30 GW en los próximos meses. 

Áreas que se reparten entre las regiones noreste, sureste y sur del país; puntualmente entre los estados de Río Grande do norte (3 zonas), Ceará (3), Maranhão (1), Río de Janeiro (1), Espírito Santo (1) y Río Grande do Sul (1). 

“Brasil ya está en una posición destacada, pero no debe conformarse con ello porque todavía tiene potencial para crecer aún más. Por ejemplo, la eólica tiene un potencial de 800 GW (cerca de 25 veces lo que hay instalado actualmente)”, sostuvo Tolmasquim. 

“Si sumamos la eólica offshore, de un potencial base de 700 a 1200 GW, hablamos que Brasil puede aumentar 50 veces la capacidad instalada de energía eólica. Eso, junto a la solar, biomasa y las hidroeléctricas, debe ser aprovechado y es fundamental para hacer productos renovables y que éstos los podamos exportar, como por ejemplo amoníaco o hidrógeno verde”, agregó.

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

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

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El gobierno de Uruguay abrió las puertas al avance de sistemas de almacenamiento de energía que permitan brindar complementariedad a las energías renovables ante la creciente demanda eléctrica que se proyecta a nivel industrial. 

Tal es así que la ministra de Industria, Energía y Minería (MIEM), Elisa Facio, señaló que se podría realizar un análisis que refleje las oportunidades del storage en Uruguay como parte del proceso de la segunda transformación energética que atraviesa el país. 

“Todavía hay desafíos que enfrentamos y que representan grandes desafíos para la industria, como lo es aquello vinculado al almacenamiento de energía”, indicó durante un evento organizado por la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER).

“Las baterías son el próximo paso de la consolidación de las energías renovables en Uruguay. Avanzar en estudio de posibilidades y desarrollo de almacenamiento aportaría firmeza al sistema y resolvería muchos de los desafíos que hoy se enfrentan”, añadió. 

Cabe recordar que ya en 2022 el MIEM planeó actualizar el Decreto N° 27/020, aquel que autorizó a los usuarios conectados a la red de distribución de baja tensión a generar energía eléctrica a partir de la instalación de baterías (consideradas “generadoras eléctricas”) que operen en paralelo que no inyecten energía a la red del Distribuidor. 

Y mediante dicha alternativa, diferente a la microgeneración, no se buscaba que un consumidor se transforme en un generador en baja o media tensión, sino que utilice el sistema para su propio consumo e inyecte a la red de forma eventual; lo que permitiría que diversos subsectores de la economía descarbonicen sus consumos.

Once empresas compiten en la licitación solar de UTE de Uruguay

Además, en 2023 se realizó una modificación del reglamento del mercado mayorista de energía eléctrica en Uruguay y se reconoció a las energías renovables como potencia firme, lo que posibilitó el avance de contratos PPA bilaterales y más soluciones entre privados, que se espera despeguen en el corto plazo a pesar que haya subido el umbral por el cual un usuario puede acceder a elegir su proveedor de energía (de 500 kW a 1500 kW). 

“Se consolidó la posibilidad de crear un mercado de potencia firme, que no está exento de desafíos, pero la estrategia está delineada y las señales son claras. Y algo muy importante a destacar es que las tecnologías no son solo renovables, sino también sostenibles en lo económico”, señaló Facio. 

“Resulta inequívoco que se produjo un abaratamiento significativo del costo de abastecimiento de la demanda a partir de la introducción de fuentes renovables a gran escala, de tal modo que bajó aproximadamente un 30%. Además que produjo la exposición de Uruguay a las fluctuaciones de los precios internacionales de los combustibles fósiles”, subrayó. 

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La Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL) y la Universidad Adolfo Ibáñez lanzaron el proyecto “Fondef – VisiónDERRED”, el cual es una plataforma web de análisis de redes de distribución para la integración eficiente de recursos energéticos distribuidos. 

El proyecto fue respaldado y financiado por ACESOL y la Agencia Nacional de Investigación y Desarrollo, con la colaboración de Empresas Eléctricas A.G. y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC); mientras que objetivo principal es promover la integración eficiente y segura de los recursos energéticos distribuidos en Chile, tales como paneles solares, sistemas de almacenamiento de energía y vehículos eléctricos, entre otros. 

Por lo que la plataforma permitirá una evaluación técnica expedita de la incorporación de dichas tecnologías de diversas escalas en redes de media y baja tensión, como también ofrecer soluciones a posibles problemas operacionales mediante modelos eléctricos basados en datos de infraestructura y variables eléctricas medidas, junto con la modelación avanzada de los recursos energéticos distribuidos. 

“Una de las etapas está vinculada a la herramienta de evaluación técnica de conexión de proyectos específicos, así como de identificación y visualización de puntos robustos para aquellas zonas en la red de distribución con mayor potencial para generación distribuida”, informó Luis Gutiérrez, director del proyecto Fondef VisiónDERRED. 

De acuerdo al estudio realizado y la plataforma en cuestión, actualmente se estima que la capacidad de alojamiento de alimentadores de distribución para sistemas fotovoltaicos bajo la modalidad Net-Billing podría rondar entre 10% a 40%. 

Por lo que cerca de 6 GW de generación distribuida residencial podrían integrarse en las redes sin inversiones significativas en distribución, lo que equivale a cerca del 50% de la demanda máxima del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), según explicó el especialista. 

Además de ello, se pretende extender la herramienta de estimación de capacidad a nivel de alimentador a diferentes tecnologías, considerando métricas de impacto en las redes, a la par de generalizar algoritmos de corrección de errores e incongruencias en anses de datos de infraestructura para operar con las distintas empresas eléctricas. 

“Finalmente, debemos ver cómo vamos a medir y validar que los resultados son precisos, que los modelos sean un fiel reflejo de la realidad de la red y generar estadísticas generales del sector Por ejemplo, podríamos tener capacidad de alojamiento a nivel país e impacto de mitigación o visualizarlo por regiones o comunas”, aclaró el director del proyecto Fondef VisiónDERRED. 

Cabe recordar que ACESOL y la unidad Center for Energy Transition (CENTRA) de la Universidad Adolfo Ibáñez ya habían revelado que Chile podría alojar de 6,55 GW en sistemas Net-Billing (sólo considerando los problemas de sobreutilización de transformadores secundarios) hasta aproximadamente 12 GW si se liberan las restricciones de voltaje. 

Y de darse el mejor de los escenarios, la potencia instalada en generación distribuida en netbilling podría incrementarse casi 50 veces, dado que actualmente hay 259,5 MW operativos en 24537 instalaciones. 

Por otro lado, el director ejecutivo de la Asociación Gremial de Empresas Eléctricas, Juan Meriches, subrayó la relevancia de la plataforma y de ese tipo de sistemas para el Chile, como también la necesidad de actualización regulatoria en materia de distribución eléctrica tras más de 40 años sin cambios estructurales.

“La penetración masiva de medios energéticos distribuidos debe ser un eje central de lo que viene en el futuro en la vinculación con la industria de la distribución. No resiste más análisis la importancia de modificar la regulación de la ley de distribución eléctrica, que debe ser un eje central de los próximos pasos que adopte Chile en términos de transición energética. Es decir, cómo somos capaces de adaptar la red para recibir mayor generación distribuida, electromovilidad y almacenamiento de energía”, sostuvo.

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A través de una iniciativa impulsada por el Proyecto “TeamEurope Desarrollo del Hidrógeno Renovable (RH2)” en Chile, el cual es cofinanciado por la Unión Europea (UE) y el Ministerio Federal de Economía y Protección del Clima (BWMK) de Alemania, e implementado por la agencia alemana GIZ; se inició un estudio que analizará las industrias intensivas en el uso de energía que cuenten con potencial para  escalar, en el caso de las empresas de Magallanes  y/o relocalizarse en el caso de empresas de otras regiones, con el apoyo del Programa Transforma H2V Magallanes y la ejecución de la empresa regional Grupo Singular.

Se evaluará la viabilidad para implementar un polo industrial adyacente al valle de producción de hidrógeno verde y sus derivados que se prevé para Magallanes, con el objetivo de evaluar la atracción de industrias que requieran el uso de energía renovable, hidrógeno verde u otros derivados, así como la prestación de servicios para el sector industrial regional.

Rodrigo Vásquez, coordinador nacional del Proyecto RH2, explica que los hubs o valles de producción de hidrógeno en Magallanes pueden generar grandes co-beneficios hacia otras empresas y sectores productivos que pueden hacer uso de los insumos presentes en los valles H2 para descarbonizar, innovar y crear empleos para la región, es decir ser los usuarios locales de los proyectos de hidrógeno en Magallanes.

El estudio se encuentra en una primera etapa de caracterización de los actores, dimensionando los sectores potenciales que requieren de estos recursos y la cantidad de insumos proyectados para la industria del hidrógeno verde tanto en generación eléctrica, oxígeno, recurso hídrico, hidrógeno verde, amoniaco verde y combustibles sintéticos.

Para realizar un adecuado levantamiento de información, es crucial el aporte de las empresas y sus proyecciones, ya que así se podrán identificar los sectores con potencial de ser atraídos a la zona, realizando la transformación productiva en el mismo territorio y coordinadamente.

“Como Programa Transforma Regional H2V Magallanes, ejecutado por Corfo, cofinanciado por el Gore y con la asesoría técnica de la Seremía de Energía; fuimos invitados a ser contraparte técnica de este estudio, lo que nos permite aportar desde la perspectiva del territorio, cruzar  la información con otros estudios de los que también somos parte y visualizar desde una óptica más amplia, los impactos que este estudio puede tener en todos los ejes de nuestra Hoja de Ruta”, indicó María José Navajas, directora regional de Corfo Magallanes.

Ana María Fuentes del Grupo Singular, agradeció la oportunidad de participar en esta importante iniciativa impulsada por GIZ, considerando la relevancia para el país y para el liderazgo de la región en la materia.

Para finalizar, Mauricio Ojeda, gerente del Grupo Singular señaló “Este es un valioso ejercicio para dimensionar las enormes oportunidades que pueden producirse en nuestra región, siempre bajo una visión de sostenibilidad, respetando nuestras condiciones naturales y las particularidades de nuestra idiosincrasia. El éxito de este esfuerzo dependerá en gran medida de la colaboración y apertura que encontremos entre los actores claves de la industria”.

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La presidente de la República, Dina Boluarte, informó que, en el marco del cierre de brechas de electricidad, el Ministerio de Energía y Minas (Minem) está implementando, con firmeza y asertividad, el programa de electrificación rural para garantizar el acceso del servicio de energía a centros poblados rurales, aislados y de frontera.

“Hasta junio del 2024, el Perú alcanzó una cobertura eléctrica en el ámbito rural de 86% con la ejecución de 25 proyectos que beneficiaron a 110,000 peruanos de las regiones Áncash, Ayacucho, Cajamarca, Cusco, Huánuco, Junín, La Libertad, Loreto, Pasco, Piura, Puno, San Martín, Tacna y Ucayali, quienes hoy disponen de más horas de estudio, trabajo y mejores condiciones de vida”, manifestó durante su discurso ante el Congreso de la República, en el marco de los 203 años de la Independencia del Perú.

Agregó que estos proyectos demandaron una inversión de 221 millones de soles.

“Hoy asumimos el reto de continuar ampliando el programa de electrificación rural con miras a lograr la total cobertura nacional. ¡Nuestros pueblos rurales también tienen derecho a recibir energía para su desarrollo, y se la brindaremos antes de culminar nuestro gobierno!”, manifestó.

La jefe de Estado precisó que, para el periodo julio 2024-julio 2025, se tiene previsto concluir la ejecución física de 25 proyectos de electrificación rural, cuya inversión total representa 236 millones de soles. “Ello permitirá electrificar 812 localidades. beneficiando a más de 61,000 habitantes de las regiones Amazonas, Ancash, Apurímac, Ayacucho, Huancavelica, Cajamarca, Huánuco, La Libertad, Lambayeque, Lima, Loreto, Madre de Dios, Puno, San Martín, Tumbes”.

Generación y transmisión

Continuando con la generación de energía eléctrica, Boluarte aseveró que se viabilizó la entrada en construcción y operación de centrales de energías renovables: centrales fotovoltaicas Carhuaquero (Cajamarca) y Clemesí (Moquegua), las centrales eólicas San Juan de Marcona y Wayra Extensión (Ica) y la central térmica Refinería Talara (Piura), que representan una inversión conjunta de 887 millones de dólares y añaden una capacidad instalada de 718 megavatios al sistema interconectado nacional, aportando a la confiabilidad del sistema.

Respecto a la transmisión de energía, la presidente de la República sostuvo que, en el periodo julio 2023-julio 2024, se concluyó la construcción física de cinco proyectos de transmisión ubicados en las regiones de Ica, Piura y Lima, que representa una inversión total de 91 millones de dólares.

“Entre julio 2023 y julio 2024 se han adjudicado 11 proyectos de transmisión, con una inversión superior a 900 millones de dólares, de los cuales, tres representan una inversión estimada de 329 millones de dólares en Arequipa e Ica”, detalló.

Boluarte agregó que se han suscrito ocho contratos de concesión con una inversión estimada de 800 millones de dólares, beneficiando a 2.9 millones de personas de Amazonas, Cajamarca, Huánuco, La Libertad, Lambayeque, Piura y San Martín. 

“Asimismo, se otorgó la concesión definitiva de transmisión de energía eléctrica del proyecto La Niña – Piura Nueva, parte fundamental para la interconexión eléctrica con Ecuador”, puntualizó.

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La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) propuso mediante el proyecto de Resolución No. 701 055 de 2024, un cambio en los índices utilizados para calcular la tarifa de la energía. Dichos índices buscan actualizar los costos de la prestación del servicio y mantener tarifas más precisas y estables para los usuarios.
En este sentido, luego de una serie de análisis realizados por el equipo de la CREG, se propuso modificar dos indexadores en el proyecto de Resolución que actualmente está en fase de consulta pública.
Actualmente se aplica el Índice de Precios al Productor, IPP, para algunos componentes de la tarifa (generación, distribución y transmisión de energía). Sin embargo, se ha identificado que podría ser más apropiado emplear la serie de bienes de capital que hace parte de industria manufacturera para actualizar las actividades intensivas en capital y así reemplazar el IPP utilizado actualmente y, por otra parte, para reemplazar el IPC se propone eliminar los componentes de alimentos y regulados para que dicho índice no se encuentre sujeto a las variaciones de esos elementos.
El Índice de Precios al Consumidor, IPC, que permite ver el cambio de precios de los productos y servicios que las familias compran habitualmente como alimentos, es el utilizado actualmente para actualizar el costo de comercialización. Considerando que a veces este índice sube debido a factores que no tienen que ver con la energía, se propone quitarle la influencia de los alimentos y de los regulados a este índice y evitar la influencia de estos factores en el costo de comercialización.

«Este ajuste en la fórmula de cálculo de las tarifas de energía eléctrica es un paso muy importante para asegurar que el precio de la tarifa al usuario final sea más eficiente y que la regulación que se emita desde la CREG se mantenga actualizada con las mejores prácticas. Al basar la indexación de los componentes de la tarifa al Índice de Precios de los Bienes de Capital y al Índice de Precios al Consumidor (IPC) sin alimentos podríamos limitar las variaciones externas en los precios” destacó Antonio Jiménez Rivera, director ejecutivo de la CREG.
«Esta propuesta regulatoria se suma a las medidas que la CREG ha implementado para que el país cuente con tarifas de energía más eficientes para el ciudadano y que los resultados se reflejen en el corto plazo”, dijo.
Así mismo, la CREG recuerda a la ciudadanía que la tarifa de energía eléctrica se define a partir de un costo unitario (CU) que está compuesto por la suma de los costos de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía, junto a un costo de pérdidas reconocidas. La suma de costos que determina del Costo Unitario sirve como base para el cálculo de las tarifas que posteriormente se multiplican por la cantidad de kWh (kilovatios – hora) consumidos durante el periodo de facturación y así se conoce cuánto debe pagar un usuario por el servicio de energía eléctrica.
Invitamos a todos los interesados a participar en el proceso de consulta pública de esta resolución. Por ello, hemos convocado a la ciudadanía a un taller donde podremos debatir con todas las partes interesadas los beneficios de este cambio.
Consulte el proyecto de resolución haciendo click aquí.

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Cuenta regresiva. En tan solo dos meses, ejecutivos de entidades y empresas, así como funcionarios, se reunirán para discutir los desafíos y oportunidades que rodean a las energías no convencionales en el Future Energy Summit (FES) Colombia.

Esta plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables presenta su cuarta edición en el mercado colombiano, convocada a pedido de los stakeholders del sector tras el éxito de eventos anteriores  (ver transmisión) tanto en el país como en otras plazas estratégicas de Iberoamérica.

El megaevento «FES Colombia» se llevará a cabo los días 29 y 30 de octubre de 2024 en el prestigioso Hotel Marriott Bogotá (Calle 73 No. 8 – 60, Santa Ana, 110221, Colombia).

ENTRADAS DISPONIBLES

Este encuentro es clave para el debate sobre lo que sucede en el sector y brindará espacios exclusivos de networking, permitiendo a los empresarios explorar sinergias y nuevos negocios sostenibles.

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

En esta cuarta edición, se destacan los perfiles de speakers. Entre los participantes se encuentra Mariana Seabra, ESS Application Engineer de Sungrow, quien comentará sobre los planes de la empresa en Colombia.

Además, Sebastián Castañeda Arbeláez, Vicepresidente de Crecimiento y Desarrollo de Negocios de ISA, debatirá sobre la Generación Distribuida y el almacenamiento como aliados clave de la transición energética.

ENTRADAS DISPONIBLES

También estará Felipe Morales, Sales Manager Colombia de Risen, quien aportará su visión sobre la estrategia renovable de Colombia, enfocándose en la seguridad energética y la diversificación de la matriz.

El Future Energy Summit (FES) se ha consolidado como un evento clave para los profesionales de las energías renovables, proporcionando una plataforma para el intercambio de conocimientos, la creación de redes y la exploración de oportunidades de negocio.

La edición de 2024 promete ser un punto de encuentro crucial para aquellos interesados en el avance de las energías limpias en Latinoamérica, ofreciendo perspectivas innovadoras y fomentando el desarrollo de proyectos sostenibles en la región.

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Días atrás, se realizó en el Congreso de la República un evento titulado: “Transición energética, la experiencia peruana y lecciones de la región», en el que se debatió el rumbo energético del país. 

Para contribuir al esclarecimiento y mejor comprensión de los temas tratados en las exposiciones, el viceministro de electricidad de Perú Jaime Luyo Kuong brindó un aporte adicional al analizar la coyuntura eléctrica del país.

“El objetivo de nuestra propuesta de una mayor participación de las energías renovables no convencionales (ERNC) es, que se produzca mayor competencia y neutralidad tecnológica en el mercado de electricidad peruano, y esta competencia será principalmente por el mercado» (es decir, por el aumento y nueva demanda eléctrica)”, explicó.

Y agregó: “El objetivo debe ser el consumidor final que debe tener precios de la electricidad asequibles y justos a través de la competencia y la innovación empresarial. Más bien, la preocupación nuestra es que los 34 millones de consumidores residenciales y pequeños comercios e industrias tengan unos de los precios más altos de Latinoamérica (…)”.

Según el funcionario, la idea es que las energías renovables “no sean un sustituto” de las hidroeléctricas (principal fuente de energía del país), sino más bien que funcionen como un “complemento” hacia una transición energética a futuro.

En efecto, Luyo Kuong advirtió que el deseo del MINEM de aumentar su participación renovable al 20% para 2030 no se podrá cumplir. No obstante, si se levantaran las actuales restricciones a estas nuevas tecnologías, se podría llegar al 15%.

“En ningún país la introducción y la participación de las ERNC se ha dado por la espontaneidad del mercado sino que han sido fruto de condiciones promotoras del Estado para mayores inversiones en las nuevas tecnologías. A diferencia de otros países que adoptaron estas políticas, actualmente, en Perú estas fuentes de energía no tienen subsidios”, destacó.

No obstante, subrayó que a diferencia de otras regiones en Perú la electricidad y calefacción solo representan el 7% del total de emisiones GEl, mientras que los principales contaminantes son la deforestación y la agricultura.

En este sentido, Luyo Kuong advirtió que comúnmente se confunde la política energética con la política en el subsector electricidad peruano:  “En electricidad las emisiones GEl en el país no es un problema principal, en cambio, el trilema es: accesibilidad y equidad eléctrica; confiabilidad y seguridad eléctrica y calidad de servicio y precio asequible”.

El experto reveló que debido al progreso tecnológico y cambios en el escenario mundial con la transición energética y la geopolítica de la energía, desde el 2023, el MINEM está actualizando, y diseñando la nueva Política energética del Perú al 2050, la cual se presentará a fin de año para opinión de todos los agentes del sector energía.

Y concluyó: “Para avanzar en esta tarea, el mayor obstáculo es el procedimiento y metodología impuestos por el CEPLAN, considerando que todos los sectores son iguales y, este criterio de «uniformización» y burocrático para definir sólo la política de un sector puede durar más de tres años. Esperemos que esta actualización y modernización no tarde”.

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La junta de directores de la Asociación de Productores de Energía Renovable (APER) sostuvo una reunión con los miembros de la Oficina de Programas de Préstamos del Departamento Federal de Energía de los Estados Unidos (DOE, por sus siglas en inglés).

Sobre esta visita, Julián Herencia, director ejecutivo de la APER, indicó que la conversación versó al rededor de la rapidez y eficiencia con la que se han manejado trámites complejos y llevado a cabo los procesos de financiamiento de proyectos renovables en el mercado puertorriqueño.

La comparación con los procesos locales en Puerto Rico es inevitable. Julián Herencia señaló que, a pesar de superar obstáculos como la voluntad política y la preocupación de los abonados, las entidades locales aún enfrentan retos significativos en la agilización de sus procesos en el sector energético. “Ahora el problema está claramente enfocado en cómo las agencias de Puerto Rico tienen que transformarse para ejecutar de una manera ágil y efectiva estos procesos”, afirmó Herencia.

Según el referente empresario, mientras que el DOE ha demostrado ser capaz de manejar procesos complejos de manera eficiente, las agencias locales están “atascadas en la parte evaluativa, en la parte de permisología para estos proyectos”.

Esta lentitud en los procesos locales tiene consecuencias directas sobre la implementación de proyectos renovables. Herencia hizo hincapié en la necesidad de que las agencias locales analicen y mejoren sus procedimientos internos. “Yo creo que ya es hora de que cada cual analice cuáles son esos procesos internos, donde se está desperdiciando el tiempo y qué hay que hacer para realizar los cambios y hacerlo muy bien”, subrayó.

Y es que la eficiencia en el apoyo del DOE ha sido crucial para el avance de varios proyectos en Puerto Rico. Herencia destacó que la Oficina de Programas de Préstamos ha trabajado en alternativas de financiamiento y ha demostrado una notable rapidez en su ejecución. Un ejemplo de ello es el reciente anuncio del compromiso condicionado para un proyecto de 200 MW de generación y 285 MW (1,140 MWh) en almacenamiento.

Además, el director ejecutivo de la APER anticipó que otros proyectos seguirán un camino similar en las próximas semanas, y que habrá que prestar atención a anuncios vinculados a proyectos adjudicados en la primera convocatoria a Solicitudes de Propuestas (RFP) para energías renovables y almacenamiento, y a proyectos Legacy que aún estén pendientes.

«Por cómo van progresando los demás proyectos y sus solicitudes de financiamiento, entendemos que ya es cuestión de semana en lo que ya vayan cayendo los demás proyectos aprobados en el tranche 1, dando paso así a que estos proyectos alcancen su financiamiento y empiecen entonces el proceso de construcción de cada uno de estos que van a ser cerca de 700 MW adicionales en un periodo de 18 a 24 meses. Y si se consideran a los proyectos Legacy en total se estarían conectando sobre mil megavatios. Pero, en líneas generales, podríamos decir que en los próximos 24 meses hay una expectativa que se añadan 700 MW o más al sistema de generación en Puerto Rico», declaró Julián Herencia, director ejecutivo de la Asociación de Productores de Energía Renovable (APER) en entrevista con Energía Estratégica.

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La Cámara Eólica Argentina (CEA) encara lo que resta del 2024 con la mirada puesta en clarificar las rutas para que el desarrollo del sector energético continúe con la dinámica histórica que ha tenido hasta entonces y que las renovables posean una mayor penetración dentro de la matriz. 

Los puntos principales desde la entidad que engloba a grandes compañías eólicas – y también de la industria fotovoltaica desde hace meses atrás – son la continuidad de Ley N° 27191 (régimen de fomento a las energías renovables), la construcción del marco normativo del hidrógeno verde a través de la PlataformaH2 Argentina y más alternativas para los usuarios del sistema. 

“Tiene que quedar claro que la incorporación de generación renovable baja los costos medios del sistema, porque desplazan generación más vieja e ineficiente, mejorando la macroeconomía, microeconomía y la demanda; sumado a que salen adelante las inversiones que estaban en carpeta”, señaló Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la CEA, en conversación con Energía Estratégica. 

“Estudiamos la actualización de la Ley N° 27191, considerando que debe haber una política de estado en el sector y que en 2025 vencen algunas cuestiones de la normativa; con el fin de definir aquellas vinculadas a los beneficios fiscales u objetivos que caen. Caso contrario, podrían surgir posiciones o requerimientos de las jurisdicciones locales que afecten a la ecuación de estabilidad fiscal federal para las renovables”, agregó. 

Cabe recordar que dicha normativa puso como meta que, al 31 de diciembre del 2025, las energías renovables deberán tener, al menos, una participación del 20% en la cobertura de la demanda eléctrica. Situación que hoy en día parece difícil de alcanzar, dado que Argentina estuvo por detrás de ese porcentaje en el cierre de los últimos años.  

Rodríguez Chirillo confirmó nueva ley de hidrógeno y actualización de la Estrategia Nacional de Argentina

Por lo que la Cámara Eólica Argentina ya trabajó de forma interna sobre una actualización o prórroga de la mencionada ley, aunque se pretende lograr un mayor diálogo con las autoridades regulatorias y “pasar de buenos intercambios a cuestiones más concretas”. 

“Es importante visualizar aquellas cosas que dejarán de tener vigencia para analizar si es necesario restaurarlas, mejorarlas o definirlas de manera que no se altere la ecuación de la seguridad jurídica y la estabilidad fiscal”, subrayó Ruiz Moreno. 

“También seguimos insistiendo en la ampliación del transporte eléctrico y en el proyecto que trabajamos desde la CEA y que debimos presentarlo a las autoridades actuales”, añadió haciendo alusión a la propuesta para acelerar el desarrollo el sistema de transmisión a partir de un cronograma para líneas de 500 y 220 kV, que permitan sortear una de las principales dificultades del sector renovable del país.

El nuevo llamado del MATER de Argentina podrá adjudicar hasta casi 1800 MW renovables

Por otro lado, el gerente general de la Cámara Eólica Argentina manifestó que se brindar continuidad al Mercado a Término (MATER), a la par de solucionar la situación de los Grandes Usuarios del Distribuidor (GUDI – con consumos mayores o iguales a 300 kW) para que éstos opten por las alternativas verdes. 

“Se debe solucionar la situación de los GUDI, dado que hoy en día pueden salir de las grandes compras conjuntas pero no volver por 5 años y, en consecuencia muchos GUDI prefieren no salir y por tanto hay menos disponibilidad para hacer contratos. Pero si se cambia, favorecerá la contractualidad con las empresas del sector renovable”, sostuvo el especialista. 

“Lo planteamos a las autoridades regulatorias y éstas, en principio, lo ven razonable. Aunque habría que apretar un poco más el acelerador en la materia, dado que abriría las puertas a muchas más iniciativas”, continuó.

Y es preciso mencionar que en mayo del 2022 la Secretaría de Energía habilitó a las distribuidoras a participar del MATER para abastecer a los GUDI , pero hasta el momento no hubo avances en la materia y por tanto no se abrió esa demanda de nuevos contratos renovables. 

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BayWa r.e. Distribución Solar Colombia, en colaboración con APsystems, una compañía líder en  tecnología MLPE a nivel global, se complacen en anunciar un evento innovador destinado a capacitar y  certificar a los instaladores solares de diferentes ciudades del país en soluciones de microinversores  APsystems. 

Los eventos que se llevarán a cabo en Medellín el 5 de agosto, Bucaramanga el 6 de agosto, Pereira el 8  de agosto y Bogotá el 13 de agosto, serán una oportunidad única para capacitarse, certificarse y  desarrollar los conocimientos necesarios para realizar instalaciones con soluciones APsystems. Contará  con la presencia de la Ingeniera Soemy Garrido de APsystems y expertos de la industria de Baywa r.e., así  como un foro abierto al público para fomentar el intercambio de ideas y perspectivas. 

INSCRIPCIÓN

Además de las sesiones de capacitación y certificación, el evento proporcionará oportunidades de  aprendizaje y desarrollo de habilidades en áreas clave de la energía solar y un espacio de networking  para que los asistentes tengan la oportunidad de interactuar con los invitados especiales y técnicos  expertos. 

Trataremos temas como el microinversor QT2, DS3D, soluciones de monitoreo y Apdesigner, entre otros.  

INSCRIPCIÓN

APsystems con más de 5 TW enviados a todo el mundo y que desde cada una de sus 5 unidades de  negocio están comprometidos a brindar soluciones en tecnología que reflejen el avance actual en el  mercado. 

Dentro de su área de Investigación y desarrollo, llevan cada solución pensada de manera estratégica para  la cosecha óptima y efectiva de energía, creando las soluciones de microinversores, almacenamiento de  energía y monitoreo más avanzadas, inteligentes, modulares, rentables, seguras y potentes, así mismo  consideradas como tecnología pensada a futuro.  

Actualmente, tienen una trayectoria de 14 años en la industria y 8 años con presencia en Latinoamérica,  posicionándonos como líderes en microinversores multimodulares con gran crecimiento en Colombia así  como en otros países de la región como México, Panamá, Guatemala, Costa Rica, Ecuador, Perú, entre  otros más.  

Las soluciones de APsystems monitorean y maximizan la generación de energía para cada necesidad,  aumentando la eficiencia a un 20%. Trabajando con soluciones seguras para tu instalación FV, pensando  en el proceso de instalación y el uso cotidiano una vez instalado, manejando voltajes bajos para evitar  problemas de choques eléctricos, cortos circuitos o incluso incendios que suceden en la actualidad, de  esta forma brindan un equilibrio del sistema, monitoreo más efectivo, seguridad y reducción de costos  en instalación al ser tecnología de pocos pasos y/o Plug&Play. 

Están comprometidos con la industria solar y a brindar el mejor servicio contando con una asesoría y  soporte técnico a la red de instaladores especial, creando un equipo destinado para la región en habla  hispana que tiene por misión cumplir con un tiempo determinado para resolver dudas, solución de  situaciones y apoyo en condicionamientos de equipo.

La tecnología avanzada que ofrece APsystems en sistemas residenciales y comerciales ha trascendido  con su trayectoria, creando inversiones en sistemas fotovoltaicos rentables a corto, mediano y largo  plazo con gran producción de energía, asegurando mediante estas soluciones confiables e inteligentes el  ahorro de energía y un retorno óptimo de inversión. APsystems Powerful Innovation. 

Con la participación de APsystems en esta certificación Baywa r.e. espera que los instaladores de todo el  país logren adquirir conocimientos útiles para sus proyectos.

«Estamos emocionados de organizar estos eventos que contribuyen a nuestro propósito de impulsar la  transformación energética en Colombia a través de las energías renovables. Buscamos mejorar el  conocimiento técnico de los instaladores del país de la mano de nuestros aliados», dijo Carlos Parra,  Director General de BayWa r.e. Colombia «Esperamos que este evento sirva como plataforma para  promover el crecimiento y la adopción de la energía solar en Colombia». 

Los eventos se llevarána cabo en : 

Medellin: 5 de agosto. Edificio Cortezza km 5 av las palmas cra 28 #17 – 452 (08:00 am – 05:00 pm) Bucaramanga: 6 de agosto. Colorworking.lab carrera 36 #48-116 (08:00 am-05:00pm) Pereira: 8 de agosto. Coworking camellando Cr 17 #9-70 Pinares (08:00 am a 05:00pm) Bogota: 13 de agosto. Corporación universitaria UNITEC Calle 73 # 20a – 52 (07:00 am – 04:00 pm) Los eventos serán gratuitos e incluyen alimentación.  

BayWa r.e. Colombia agradece enormemente el apoyo de APsystems para hacer posible estos eventos. 

Link principal de inscripción: https://linktr.ee/certificacionesBayWa_APsystems 

INSCRIPCIÓN

Para obtener más información y registrarse, visite https://certificacion-de-marca-en-soluciones apsystem-medellin.boletia.com/; https://certificacion-de-marca-en-soluciones-apsystems bucaramanga.boletia.com/; https://certificacion-de-marca-en-soluciones-apsystems pereira.boletia.com/; y https://certificacion-de-marca-en-soluciones-apsystems-bogota.boletia.com/ y  visita sus redes sociales para conocer la agenda a detalle de todas las actividades que tendrán del 5 al 13 de Agosto del 2024.

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El sector fotovoltaico del mundo atraviesa una de las mayores crisis de los últimos años, de tal modo que la tendencia de precios de los paneles solares se mantiene a la baja pero se agrandan las problemáticas a las que se enfrenta esta industria. 

Tras un 2023 récord con el despliegue de 473 GW renovables, donde la energía solar participó con 345,5 GW (73% del incremento total) según datos de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) y la triplicación de la capacidad de producción, paradójicamente el estado financiero de esta industria cayó ido a la baja en el transcurso del 2024 y se agrava la situación. 

Tal es así que el sector solar chino pareciera que llegó a un punto de quiebre, en el que muchas compañías están perdiendo dinero y algunas hasta se plantean el cierre. 

¿Por qué? Debido a una altísima competencia en el propio país, sobrestock de productos, baja de precios de venta y la suba en los costos de producción, sumado a que a ciertas empresas, sobre todo de mayor volumen de producción, les resulta más conveniente comerciar por debajo del costo que parar sus plantas productivas. 

Además, la guerra comercial entre los bloques Estados Unidos – Europa – Asia (y la propia por la alta cantidad de fabricantes que buscan abarcar un mismo mercado) no posibilitó una mejora en lo que va del 2024, sino que la película ya cuenta con capítulos sobre barreras arancelarias y el aumento de los gravámenes de procedencia de hasta 50% 

Esto generó una guerra de precios a nivel global entre las firmas Tier-1 y Tier-2 y que los valores alcancen mínimos históricos de hasta 0,99 dólares por vatio (cerca de un 70% más barato que en el 2022), al igual que los márgenes entre ambos niveles: Por tanto hay alertas de que muchas de las compañías posiblemente no podrán soportar la presión.

“Todos los síntomas son de que hay un exceso de oferta y hay buena parte de los fabricantes que están queriendo eliminar el stock”, subrayó semanas atrás Alejandro Diego Rosell, consultor especializado en energías renovables y profesor del Máster en Energías Renovables de la Escuela de Organización Industrial, quien también manifestó que la falta de indicadores o cifras oficiales sobre las reservas de paneles genera una falta de transparencia en el mercado. 

“Hay un rango histórico de precios baratos para los módulos Tier-1 y la diferencia histórica con los Tier-2 se vio atomizada a menos del 2% de diferencia de precio, que con ello estas últimas entran en zonas de riesgo financiero”, explicó Marcelo Álvarez, integrante de la Junta Directiva y coordinador del Task-force LATAM del Global Solar Council.

Como consecuencia, en la elección del precio se sobreponen las marcas Tier-1, en tanto que las Tier-2 se ven obligadas a recortar precios, aplastar sus ganancias, a la vez que caen en picada por la pérdidas de ventas, facturación en zonas de riesgo financiero o al borde de desaparecer. 

“Va a haber una gran purga en términos de compañías solares. Ya se ha visto en la reciente lista de Tier-1 (…) Habrá que ver cómo sigue evolucionando esa situación”, anticipó José Luis Blesa González, director para Latinoamérica de Seraphim, durante un evento de Future Energy Summit (ver nota).

Incluso, las acciones de varias Tier-1 cayeron hasta niveles pre-pandémicos y son pocas las empresas de esa categoría que lograron una mejoría a comparación del cierre 2019; aunque están en caída si miramos sus números de los últimos dos años. 

Por ejemplo, las firmas Canadian Solar (pasó de USD 21,79 por acción en 2019 a USD 15,79 a julio 2024), Risen Energy (USD 13,43 a USD 10,86) ya están por debajo de lo hecho hace un lustro. Mientras que Tongwei (USD 13 a USD 17,37), LONGi (USD 12,45 a USD 13,51) y JA Solar (USD 5,67 a USD 10,53) están por encima de la línea marcada al final del 2019, pero a la baja en el transcurso de los meses recientes y muy lejos de los más de USD 40 por acción que supieron cotizar entre entre fines del 2021 e inicios del 2023, según datos de Consumer News and Business Channel (CNBC). 

Asimismo, JA Solar recientemente reconoció que sufrió una pérdida neta de USD 110.000.000 en el primer semestre de 2024, debido a una mayor competencia en el mercado solar, continuas caídas de precios, menores ganancias brutas de las operaciones principales y provisiones significativas para la depreciación de inventario.

En tanto que LONGi advirtió a principios de julio que esperaba una pérdida en el primer semestre de más de USD 661.000.000, argumentando el exceso de oferta en la industria fotovoltaica de China.

A pesar de ello, aún está por verse cómo continúa la relación precio – costo – mantenimiento de calidad y fortaleza financiera; desde el sector energético confían en que habrá un aumento en los precios de venta hacia final de año, que derivaría en un mejor margen y la salida del riesgo financiero. 

Además que varias empresas se esfuerzan por ser más globales y otras entidades del sector trabajan por impedir barreras arancelarias y paraarancelarias, así como retaliaciones entre los países. 

Bajo esa misma línea, Wood Mackenzie dio a conocer que cada vez más empresas chinas están construyendo fábricas de soluciones fotovoltaicas en Estados Unidos para no sufrir los gravámenes impositivos. representando ya una quinta parte de las fábricas solares anunciadas en EE.UU desde que Joe Biden anunció las nuevas subvenciones climáticas.

Mientras que el Global Solar Council (GSC) también está en conocimiento de la problemática e intenta articular intereses para evitar guerras comerciales entre mercados, potenciar producciones locales con incentivos y coordinar políticas de respeto mutuo en beneficio de las energías renovables. 

“El rol del GSC es catalizar el proceso de adopción solar para hacerlo más barato, rápido y eficiente. Y las discusiones pasan por cómo establecer mecanismos de incentivos que sean eficientes y no barreras por procedencia, ya que siempre terminan con restricciones de un lado y contra restricciones del otro que llevan el precio a la alza”, apuntó Marcelo Álvarez.

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El sector energético de Chile entró en alerta tras la propuesta de renegociar los contratos de las generadoras eléctricas, la cual llegó desde distintas voces del Poder Legislativo como una posible arista para recaudar fondos que ayuden a extender un plan temporal de subsidios para las cuentas de los usuarios finales.

Sin embargo, gremios que engloban a la mayoría de las empresas renovables del sector rechazaron fuertemente la idea de revisar y ajustar los contratos adjudicados en pasadas licitaciones de suministro, advirtiendo que la medida representaría una señal perjudicial para la industria eléctrica. 

“Poner continuamente en duda el cumplimiento de los contratos que fueron adjudicados por el Estado en licitaciones internacionales altamente competitivas y cada vez a mejores precios, no es una buena señal”, sostuvo Camilo Charme, director ejecutivo de la Asociación Gremial de Generadoras de Chile. 

“Tenemos que proteger el sistema de contratos y las señales de inversión de largo plazo. Por tanto, los contratos adjudicados y que se cumplen en buena fe no son objetivo de renegociación”, agregó durante la mesa técnica de estabilización de tarifas eléctricas. 

La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) también participó del debate y desestimó la idea sugerida por diversos integrantes del Poder Legislativo, en lo que representa una “problemática sensible” para el sector; a la par que rechazó otra propuesta de eliminar los intereses devengados por una deuda multimillonaria con las generadoras

“Es relevante entender cómo se financian los nuevos proyectos en Chile, ya que muchos de las desarrolladoras y constructoras de esos parques son empresas que no tienen espalda de financiamiento a propósito de no pertenecer a matrices importantes del mundo. Y por lo tanto su forma de financiamiento es pedir un crédito a la banca o entidades prestamistas para financiar los proyectos que, desde el 2014 en adelante, tiene un alto componente renovable”, señaló Ana Lia Rojas, directora ejecutiva de ACERA. 

Proponen cambios regulatorios y el rediseño de las licitaciones de suministro de Chile

«Con el descongelamiento de las tarifas, los intereses son parte de la deuda que se tiene que repactar y pagar a la banca. Los fondos que se recuperan del cobro de PEC-1, PEC-2 o MPC, tienen un componente muy alto de restitución a la banca. Por tanto, la tarifa eléctrica recuperada no es un bolsón de dinero que se apropian las generadoras, sino que está comprometido en los pagos de los project finance o deudas que se generaron en su momento a propósito de refinanciar nuevos proyectos de inversión y generación renovable”, agregó. 

Cabe recordar que la propia Ana Lia Rojas ya había manifestado que no se puede instalar que las renovables son responsables de las alzas de las cuentas eléctricas en los consumidores del mercado nacional, sino que se deben entender los beneficios de incorporar más energías verdes que permitan bajar los costos del sistema. 

Incluso, los doce contratos de suministro a clientes regulados más caros se abastecen mediante combustibles fósiles a un precio que oscila de USD 280 MWh a USD 170 MWh y que hoy podrían costar por sobre un 50% de lo que se ofertó a la hora de la licitación debido a la indexación al precio de los combustibles. 

Mientras que los diez contratos más baratos se ubican en un rango desde valores récords de USD 13,32 MWh hasta USD 60-70 MWh y han sido indexados al Índice de Precios al Consumidor (IPC) de Estados Unidos. Por lo que si se desea reemplazar los más de 5000 MW de centrales a carbón, debe ampliarse la capacidad renovable + almacenamiento y la misma podría encontrarse en valores similares.

«Además, las generadoras pequeñas y medianas necesitan de la banca para poder invertir y mientras más pongamos en duda el financiamiento y la renegociación de contratos, más caro va a ser poder seguir invirtiendo», complementó Matías Cox, director ejecutivo de la Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores (GPM). 

De todos modos y a pesar de las posturas de las entidades expresadas, el ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, postergó el debate en cuestión y dejó abierta la puerta a posibles renegociaciones de los contratos de suministro, siempre y cuando hubiera predisposición de los gremios para ello. 

“Desde el Poder Ejecutivo daremos un marco institucional que permita hacerlo con garantías similares a las que existen con las renegociaciones que hoy en día están teniendo lugar a solicitud de algunas generadoras”, declaró Pardow.  

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Tras ser tratada en reiteradas sesiones del Congreso Permanente, el pasado 23 de marzo del presente año, la presidenta de la república, Dina Boluarte, oficializó la aprobación de la ley del fomento al hidrógeno verde en Perú (Ley N° 31992), a través de su publicación en el Diario El Peruano.

Esta normativa recae en los proyectos de le ley 3267, 3272 y 4374,  y tiene como objetivo fomentar la investigación, el desarrollo, la producción, la transformación, el almacenamiento, el acondicionamiento, el transporte, la distribución, la comercialización, la exportación y el uso del hidrógeno verde como combustible y como vector energético en el país.

Tras este hito, Daniel Camac, presidente de Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 Perú),  revela fuerte interés por parte del sector minero en el uso de hidrógeno verde en entrevista para «Diálogos Mineros», llevada adelante por el Instituto de Ingenieros de Minas del Perú (IIMP), 

“La minería formal en el país tiene un fuerte compromiso con la reducción de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI). El 80% de las compañías mineras que operan en Perú son miembros de H2 Perú y forman parte de estudios y análisis”, explica.

Y agrega: «En esta década es importante tomar acción para reducir las emisiones que tenemos. Y las compañías mineras no solamente quieren quedarse en reducir 30% si no llegar a ser carbono neutral o Net Zero al 2050. La minería va a ser uno de los principales consumidores de hidrógeno para descarbonizar muchos de sus procesos«.

Según el especialista se trata de una industria altamente contaminante ya que utilizan camiones de 100 a 150 toneladas que funcionan con diésel. Por ello, el sector tiene la mira puesta en garantizar un suministro eléctrico “potente y constante”  a través de energías renovables como el hidrógeno verde para poder reducir sus emisiones.

«Si queremos reemplazar el diésel, necesitamos una buena capacidad de generación eléctrica renovable, y Perú tiene una oferta enorme. Su implementación dependerá nuevamente de las regulaciones, los incentivos y las economías, a medida que siga  disminuyendo el precio de las energías renovables», enfatiza

En este sentido, como ya había anticipado Energía Estratégica, Camac considera que la ley de fomento al hidrógeno es un paso trascendental para ayudar a Perú a cumplir con sus objetivos de descarbonización.

“Esta ley nos posiciona muy bien a nivel mundial ya que es la regulación más ambiciosa en hidrógeno verde de Latinoamérica. El hidrógeno puede jugar un papel fundamental porque podría reemplazar al combustible líquido contaminante en el transporte de mineral y en la producción de explosivos. El ecosistema minero va a ser interesante para la incorporación del hidrógeno”, advierte.

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Este año el fenómeno de El Niño afectó con fuerza el nivel de los embalses e hizo inminente la necesidad de diversificar la matriz hacia otras fuentes de energía para hacer frente a la creciente demanda de energía.

Bajo esta premisa, KLIK ENERGY, una empresa de tecnología para el sector energético se ha consolidado como el primer marketplace enfocado en los productos derivados de energía tiene ambiciosos objetivos para este año.

En conversaciones con Energía Estratégica, Esteban Quintana, CEO & Founder de KLIK ENERGY, busca seguir incrementando sus ventas de energía renovable a través de la digitalización e innovación en el mercado eléctrico. 

“El balance del año anterior es excelente, aumentamos 5X en términos de agregación de energía y 3.5X en términos de revenue, lo cual nos posiciona en la cresta de una ola que no para de crecer”, explica.

Y agrega: “Para 2024, esperamos incrementar también 2.5 X en términos de revenue y finalizar el año con cerca de 7 GWh/día, listos para comercializar y aportar a la confiabilidad del sistema eléctrico colombiano”, explica.

Para lograr estas metas, la firma lanzó este año en Colombia “Klik on Zero”, un producto con el que las empresas ahora tendrán la oportunidad de certificar su consumo de energía. 

Además, las firmas participantes podrán ingresar al mercado de bonos de carbono, mientras que los grandes consumidores de energía podrán inscribirse en el programa de Demanda Desconectable Voluntaria (DDV). 

De acuerdo a Quintana, la iniciativa tiene como objetivo impulsar proyectos de energía renovable en el país, disminuir las emisiones de alcance 1 y 2 y contribuir a que Colombia sea parte del compromiso global al reducir la contaminación.

“Al certificar su consumo, las empresas contribuyen a la disminución de emisiones de alcance dos derivadas de actividades secundarias por el consumo de energía convencional y no solo eso, con “Klik on Zero” también podrán compensar sus emisiones de alcance 1 a través de créditos de carbono”, advierte.

Cabe destacar que Klik Energy, al iniciar la crisis por el fenómeno de El Niño, contó con una disponibilidad de 3,5GWh/día para suministrar al país, a través del programa de DDV, lo que representó el consumo diario de 350.000 hogares. 

Además, con su campaña “Cada Klik cuenta para la cuenta” , que ha impactado a más de 1,2 millones de personas, la empresa buscó incentivar las buenas prácticas de consumo energético tanto en los grandes consumidores de energía como en los usuarios en general, reafirmando su compromiso con la confiabilidad del sistema energético colombiano.

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Black and Veatch, empresa con más de un siglo de trayectoria a nivel global, mantiene un sólido compromiso con la sostenibilidad energética en Latinoamérica. Un ejemplo de esto fue su participación activa como partner para la primera edición del Future Energy Summit (FES Mexico). Allí, realizo importantes anuncios que la posicionan como EPC líder en el desarrollo en proyectos de hidrógeno verde.

Romina Esparza Almaraz, Directora de Desarrollo de Negocios para México, Centroamérica y el Caribe de Black and Veatch, explicó la importancia de estos proyectos y el papel de la empresa en la transición energética global. «Tenemos más de 100 años diseñando y construyendo proyectos que ayudan a resolver los problemas críticos de la humanidad», comentó Esparza. «Con eso me refiero a proyectos en el área de generación de energía, transmisión de energía, redes de telecomunicación, tratamiento de aguas, que si tú te das cuenta, todas estas soluciones son parte del esquema que nos están ayudando a la transición energética».

La trayectoria de Black and Veatch en generación de energía es impresionante, con más de 460 GW de proyectos desarrollados en todo el mundo. De estos, más de 49 GW corresponden a proyectos solares y 56 GW a proyectos de energía eólica, destacando la experiencia diversificada de la empresa en el sector de energías renovables. Ahora, con un enfoque renovado en el hidrógeno verde, la compañía está avanzando hacia la construcción de infraestructura esencial para una economía baja en carbono.

«En el tema de hidrógeno verde estamos desarrollando como EPC tres proyectos que en su conjunto van a sumar alrededor de 365 MW de capacidad para la electrólisis», afirmó Esparza. «Es un dato importante porque esa capacidad doblaría la capacidad que actualmente en el mundo existe para electrólisis de hidrógeno verde».

La implementación de estos proyectos no solo representa un hito en términos de capacidad instalada, sino también en términos de innovación y eficiencia en la construcción. «Siempre estamos buscando cómo optimizar de alguna forma los trabajos que hacemos y siempre los equipos de construcción están proponiendo nuevas metodologías, nuevos procesos para poder reducir los tiempos de construcción o mejorar en cuanto a las políticas de seguridad que se necesitan en los proyectos», señaló Esparza. Esta mentalidad de mejora continua y adaptación es esencial para mantener a Black and Veatch a la vanguardia de la industria.

La vasta experiencia acumulada por la empresa a lo largo de un siglo también juega un papel crucial en la ejecución de proyectos complejos y de gran escala. «Estos 100 años de experiencia que tenemos definitivamente son lecciones aprendidas que podemos aplicar en la industria local», destacó Esparza. Esta rica historia de aprendizaje y adaptación permite abordar los desafíos actuales con una perspectiva única y bien informada.

En México, Black and Veatch ha establecido una presencia sólida durante más de 25 años, participando en proyectos emblemáticos como la primera terminal de gas natural en Costa Azul. Este historial de éxito en el país y la región refuerza la capacidad de la empresa para liderar proyectos de gran envergadura y complejidad.

La inversión en hidrógeno verde es una pieza clave en la estrategia global para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y mitigar el cambio climático y México es una plaza estratégica para los desarrollos de esta empresa. La capacidad de electrólisis que Black and Veatch está impulsando no solo contribuirá a la producción de hidrógeno verde, sino que también fomentará la adopción de esta tecnología en diversas industrias, desde el transporte hasta la producción de electricidad y la industria pesada.

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Con el objetivo de alcanzar este año los 6GW de potencia instalada en el país, el gobierno colombiano está aplicando medidas para impulsar el desarrollo de las renovables: ha dado pasos como incentivos fiscales, posibilidad de licenciamiento ambiental para nuevos proyectos, la subasta de Cargo por Confiabilidad e incluso la CREG esta revisando el balance de energía firme para determinar si es necesario realizar nuevas subastas de largo plazo.

Como ya había anticipado Energía Estratégica, en este escenario marcado por la transición hacia fuentes de energía más sostenibles, la industria renovable experimenta un crecimiento acelerado, lo cual genera una creciente demanda de profesionales especializados.

En este marco, el experto del sector Martín Hildebrando Martínez Cadavid, elaboró una base de empleos del sector energético de más de 180 empresas en los sectores Público, Generación, Transmisión, Comercialización y Operadores de red, con sus tipos de contratación y los enlaces para aplicar a las vacantes que estas oferten.

En conversaciones con Energía Estratégica, el especialista destaca: «El objetivo es guiar a los profesionales que no saben por dónde iniciar su búsqueda laboral y con ello fortalecer la comunidad del sector».

Y agrega: «El documento tendrá una versión 2 que incluirá sectores como Oil&Gas, aliados de las principales empresas (contratistas), firmas de productos y servicios y multinacionales que realizan labores en el país. Con esta ampliación se espera recopilar información de más de 500 empresas. El propósito de convertirla en la base de datos de empleabilidad más grande del país en cuanto al sector energético se refiere».

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Fuerte demanda de profesionales en el sector fotovoltaico

Según Martínez Cadavid, dado el marco de la transición energética los proyectos de generación y comercialización de energía han crecido mucho en Colombia.

«Detrás de nuevas empresas de generación ha venido también nuevos comercializadores de red y se han incorporado empresas que no solo instalan los sistemas fotovoltaicos para que el cliente reciba los beneficios energéticos sino que venden la energía un poco más barato que el mercado a través de PPAs. Esa modalidad ha permitido que crezca mucho el sector fotovoltaico a nivel nacional, consolidándose como el que más ha aumentado en demanda de profesionales», afirma.

«La demanda de profesionales competentes en el sector fotovoltaico ha aumentado mucho por la diversificación de comercializadores y la entrada de inversión extranjera al país. Eso ha ocasionado que distintas universidades en el país se enfoquen en proyectos de energías renovables y eficiencia energética mejorando también la capacitación del capital humano«, insiste.

En esas áreas, los requerimientos de perfiles del sector ERNC suelen ser elevados debido al crecimiento continuo de la industria y la necesidad de satisfacer los objetivos de energía sostenible establecidos por el gobierno nacional.

En síntesis, el mercado laboral energético está experimentando un crecimiento significativo en la región, reflejado en un aumento de las oportunidades laborales y la expansión de las empresas. La idea es que los profesionales tengan las herramientas para aprovechar esa ola de posibilidades y seguir fortaleciendo al sector.

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No hay dudas de que Ecuador reconocido por su biodiversidad y patrimonio natural, en regiones como las Islas Galápagos, tiene un enorme potencial para el desarrollo de energías renovables debido a varios factores geográficos y ambientales.

Teniendo en cuenta las oportunidades que presenta la región y en línea con sus objetivos de descarbonización, el Gobierno de Ecuador con la ayuda del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) están trabajando fuerte en acciones que ayuden a diversificar la matriz energética en el país.

Bajo esta premisa, el BID anunció la aprobación de un préstamo de US$500 millones, sumados a US$100 millones de la Facilidad de Corea para el Cofinanciamiento del Desarrollo de la Infraestructura para América Latina y el Caribe, para impulsar la transición energética y la inversión pública y privada en Ecuador.

En este marco, Marcelino Madrigal, especialista del BID, señaló en sus redes sociales que el programa persiguen los siguientes objetivos: «Impulsar la transición energética justa y sostenible que promueva la integración de energía renovable en Ecuador para así lograr la cobertura universal, incluyendo las la transición en islas Galápagos; mejorar la eficiencia energética; fomentar la participación de la mujer en el sector eléctrico y las personas con discapacidad en el sector eléctrico y aumentar la participación del sector privado en el segmento de la generación por medios de procesos competitivos para generación solar y eólica«.

Además, contribuirá a la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y al cumplimiento de los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS).

Según comunicó el BID, la operación es la segunda de una serie del Préstamo Programático en Apoyo de Reformas de Política (PBP), conformada por dos préstamos contractualmente independientes, pero técnicamente vinculados. El préstamo por US$500 millones es a 19,5 años de amortización, con un período de gracia de seis años y una tasa de interés basada en SOFR. Los fondos de la Facilidad de Corea por US$100 millones son a 15 años de plazo, con tres años de gracia y 2,5 por ciento de interés anual.

En tanto a las acciones que se realizarán con esos fondos, la entidad destacó: «Se estima que más de 80.000 viviendas, especialmente en áreas rurales y urbano-marginales, se beneficiarán con el acceso mejorado a servicios eléctricos, incluyendo a las comunidades de las Islas Galápagos y a los usuarios de fincas camaroneras conectados a la red que han sustituido el combustible fósil por energía eléctrica. También habrá nuevas oportunidades de empleo generadas por el sector privado a través de la expansión de las energías renovables y la movilidad eléctrica».

Y agregó: «El programa avanzará con la consolidación del Sistema Interconectado Andino (SINEA), particularmente el desarrollo del sistema de transmisión eléctrica 500kV para el intercambio de energía eléctrica entre Ecuador y Perú. Asimismo, desarrollará e implementará tecnologías innovadoras, como la generación distribuida y la movilidad eléctrica, que no solo fortalecerán la infraestructura energética del país, sino que también impulsarán la adopción de prácticas más sostenibles y eficientes».

El Banco también anunció el lanzamiento de consultas públicas y programas de educación y capacitación para las comunidades locales y mecanismos sólidos de transparencia y rendición de cuentas para garantizar el uso eficiente y efectivo de los fondos asignados.

Estas líneas de financiamiento se suman al ambicioso plan de transición energética que tiene el BID y el gobierno ecuatoriano en Galápagos el cual prevé el desarrollo de 40,7 MW de potencia eólica y solar en las 4 islas.

Estas obras tendrá significarán una reducción en el consumo de diésel. Se espera una disminución de 44% de emisiones para el 2025 y de 72% para el 2030. Además, contempla el desarrollo de almacenamiento para el año 2025 de 58,14 MWh, así como 39,32 MWh propuestos en Santa Cruz- Baltra, San Cristóbal, Isabela y Floreana. 

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En un esfuerzo por asegurar la estabilidad energética del país, Honduras está evaluando diversas estrategias para la incorporación de nuevas fuentes de energía, tanto a corto como a largo plazo.

La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), en conjunto con la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), está analizando opciones que incluyen licitaciones y arrendamientos de corto plazo para cubrir la demanda inmediata, así como licitaciones a largo plazo para asegurar una transición hacia energías más sostenibles.

Wilfredo Flores, comisionado de la CREE, ha subrayado la necesidad de una planificación flexible y adaptable, especialmente en vista de los impactos del cambio climático que ha afectado a la región en los últimos veranos.

«Estamos analizando una diversidad de opciones con la distribuidora ENEE. Por un lado, están los términos de referencia y pliegos de licitación de 1500 megavatios de largo plazo, para el 2026, 2027 y 2028. Sin embargo, en vista de los impactos del cambio climático en la región, en relación a la incertidumbre que se ha mostrado en los últimos dos veranos, también estamos evaluando la posibilidad de que se realicen licitaciones de corto plazo con la finalidad de que entren tecnologías específicas, ya sean renovables o no renovables en la red, de una manera de corto plazo y no esperar esas inversiones dentro de cuatro o cinco años», explicó Flores.

Nuevos arrendamientos y licitaciones   

La experiencia adquirida por ENEE en arrendamientos recientes habría abierto la posibilidad de continuar con esta práctica en el corto plazo. Y según expresó el comisionado en conversación con Energía Estratégica, también contemplarán licitaciones de corto plazo.

Estas propuestas a corto plazo, que podrían ser implementadas en un plazo de dos años, permitirían una rápida incorporación de tecnologías específicas para satisfacer la demanda energética. Entre ellas, el referente de la CREE, indicó que prioritariamente se verían centrales de base, como búnker y diésel en este horizonte inmediato.

En cuanto a las opciones a largo plazo, Flores destacó la importancia del gas natural como un combustible de transición. Este energético ya se está utilizando de manera eficiente en países vecinos como en El Salvador, en Nicaragua y Panamá, lo que motiva su incorporación en el mercado hondureño. Pero aquello no sería todo.

Para la licitación de largo plazo que se estima en el orden de 1500 megavatios, se está considerando la expansión de tecnologías renovables con almacenamiento de energía.

“Definitivamente, andamos buscando que sean eólicos o solares con baterías», afirmó el comisionado, mientras citó que en el país ya cuenta con ejemplos exitosos de estas tecnologías en la isla de Roatán y Brus Laguna en Gracias a Dios, donde las instalaciones de energía solar fotovoltaica con baterías han demostrado ser efectivas.

Desafíos del mercado eléctrico regional

Wilfredo Flores, comisionado de la CREE, también abordó en conversación con este medio de noticias que los desafíos que enfrenta Honduras en el mercado eléctrico regional, particularmente en épocas de alta demanda los llevan a “reorientar las políticas energéticas” y enfocarse en una planificación que priorice el crecimiento del mercado local.

«El mercado eléctrico regional no nos está funcionando porque en los últimos dos veranos tanto El Salvador, Guatemala y Panamá cerraron las puertas. Nos dejaron solos a Honduras”, cuestionó.

Y explicó: “Honduras es el único país que tiene tres interconexiones regionales y la regulación regional lo que hace pues es que cada país primero hace su despacho nacional (cubre la demanda nacional) y como es un mercado de excedentes, lo que excede se puede inyectar al mercado regional. Sin embargo, de nuevo, por el cambio climático, por ejemplo  El Salvador puso límites a  su transferencias hacia el mercado regional durante el verano pasado y el antepasado con la finalidad, según la información que se maneja a nivel regional, de cuidar los embalses. Lo mismo hicieron Panamá y Guatemala, solo que por otras condiciones relacionadas con Cambio Climático y Declaración de Emergencia, respectivamente ”.

En respuesta a estas restricciones, Honduras está priorizando la búsqueda de soluciones internas a través de arrendamientos, licitaciones de corto plazo y largo plazo en el mercado nacional. La combinación de estas medidas tendría como objetivo, no solo garantizar la estabilidad del suministro eléctrico, sino también avanzar hacia una matriz energética más sostenible y resiliente frente a los desafíos del cambio climático.

Con estos planes, Honduras espera enviar señales claras a los inversionistas y asegurar que la potencia y energía necesarias estén disponibles en el futuro inmediato y a largo plazo, siguiendo una estrategia que equilibre la necesidad de soluciones rápidas con una visión sostenible a largo plazo.

La entrada Honduras evalúa licitación de corto plazo y arrendamiento para incorporar potencia y energía antes de licitar 1500 MW se publicó primero en Energía Estratégica.

La Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay recibió el interés de once empresas en la licitación para el diseño, ingeniería, suministros, construcción, montaje, configuración, ensayos y puesta en marcha del parque fotovoltaico Punta del Tigre. 

Berkes, CTTECH, DTW, Ebital, Impacto Construcciones, Ingener, MGI, PowerChina, Prodiel, Teyma y Ventus son las firmas que compiten para llevar adelante la central que se instalará en la localidad de Cerámicas del Sur (departamento de San José). 

Dicho proyecto deberá contar con una potencia instalada en inversores de, al menos, 25 MW en corriente alterna a 25°C, y paneles de al menos 27.5 MWp de capacidad STC; en tanto que tanto que la distancia mínima entre bandejas en dirección este-oeste no podrá ser menor a 6 metros entre ejes.

Una de las particularidades de las ofertas presentadas es que siete corresponden a empresas uruguayas (Berkes, Ebital, Impacto Construcciones, Ingener, MGI, Teyma y Ventus), mientras que las otras cuatro compañías interesadas se reparten en dos provenientes de España (CTTECH y Prodiel) y las dos restantes de China (DTW y PowerChina). 

Es decir que la licitación del proyecto fotovoltaico Punta del Tigre atrajo tanto el interés local como internacional, sumándose así a las “grandes y buenas expectativas” que manifestaron desde UTE previo a la apertura de sobres, dadas las instancias de visitas que se hicieron al lugar como de consultas que llegaron formalmente. 

¿Cómo sigue el proceso? 

La Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas de Uruguay podrá disponer la adjudicación de la contratación, el rechazo de la totalidad de las ofertas presentadas o declarar desierta esta contratación sin que por ello incurra en responsabilidad alguna respecto del oferente u oferentes afectados por esta decisión, sin tener la obligación de comunicar los motivos de ella.

Pero en caso que UTE decida adjudicar la presente contratación, la adjudicación se realizará por el total de la oferta. A partir de la designación (si correspondiera), la empresa ganadora tendrá un plazo máximo de 548 días corridos (cerca de un año y seis meses) para la finalización de la obra y las instalaciones deberán estar diseñadas para una vida útil de 30 años.

Además, el proyecto deberá contar con un porcentaje obligatorio de componente nacional, tanto en cuanto recursos humanos como bienes de capital: el 80% del total de las horas dedicadas por todo el personal que participe del proyecto y de la obra, corresponderá a ciudadanos uruguayos o personas extranjeras que hagan sus aportes en institutos de seguridad social nacionales. 

Mientras que el 50% de las horas dedicadas por todo el personal que participe del proyecto y de la obra (sin considerar administrativos y servicio de limpieza) deberá corresponder a personal de sexo femenino y/o personas menores de 24 años o mayores de 50 años a la fecha de su ingreso en funciones. 

Por otro lado, desde la propia UTE confirmaron que analizará los resultados de la actual convocatoria para terminar de pulir el nuevo pliego licitatoria del parque fotovoltaico en Cerro Largo (también llave en mano), considerando que la entidad tiene previsto que, a partir de 2026, debe incorporar módulos de 100 MW de energía solar por año para afrontar la demanda, acompañando el crecimiento de la instalación de generación de UTE hasta el año 2047. 

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La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) sigue trabajando para garantizar un suministro de energía confiable para los colombianos. Por ello, en la actualidad adelanta el análisis del balance de Oferta de Energía Firme y de la Demanda para el periodo 2025-2029.

A partir de este estudio, se busca asegurar la confiabilidad en el suministro de energía eléctrica en el corto y mediano plazo. También se determina si hay necesidad de convocar a nuevas subastas de reconfiguración o expansión, dependiendo de lo que se requiera y de acuerdo con la regulación vigente.

“Estos análisis de la Comisión se realizan con el propósito de hacer un seguimiento oportuno a la confiabilidad de nuestro sistema eléctrico”, recalcó Antonio Jiménez Rivera, Director Ejecutivo de la CREG.

El estudio se adelanta luego de la realización de la subasta de expansión del Cargo por Confiabilidad, convocada mediante la Resolución CREG 101 034A de 2022 y desarrollada el pasado 15 de febrero1 .

De este modo, la CREG avanza en los análisis del balance de energía considerando los impactos de la entrada en vigencia del nuevo modelo para la determinación de la energía firme de plantas solares2 y el cambio del factor de ajuste cuando no se declara información en sitio.

Por otro lado, la Comisión adelanta el seguimiento de la evolución de la demanda de energía en el sistema frente a las proyecciones elaboradas en enero por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), mientras se informan las nuevas proyecciones en los primeros días del mes de agosto de acuerdo con lo manifestado por parte de la Unidad a esta Comisión.

En el análisis que se está llevando a cabo, también se tiene en cuenta la información de capacidad de transporte asignada por la Unidad a los proyectos de generación con corte a 30 de noviembre de 2023.

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“La estructuración del ecosistema para el hidrógeno es algo que estaremos viendo los próximos años, pero existen esfuerzos que se van conjuntando para lograrlo”, confió Guillermo Gómez, CEO de Consultoría Sustentable G2H. 

De acuerdo con el consultor, asociaciones como la Sociedad Mexicana del Hidrógeno (SMH) que se encuentra motivando el desarrollo de tecnología nacional, actores como la cooperativa alemana GIZ que proporciona la visión y experiencia internacional , así como la participación de los gobiernos subnacionales como Chihuahua, Tamaulipas, Puebla, Campeche y Veracruz están resultando claves para ir estableciendo las bases.

Por el lado de la demanda, por la creciente necesidad de transitar a energías limpias industrias como la metalúrgica/acerera, vidrio y cemento, transporte, refinación y petroquímica ya estarían evaluando su incorporación. Pero hablar hoy de off-takers con un requerimiento específico mensual de hidrógeno o sus derivados en el mercado mexicano es aventurado. 

Recién una vez definido todos los eslabones de la cadena de suministro, al menos en una primera etapa, Guillermo Gómez consideró que se podrá visualizar con una mayor claridad los requerimientos necesarios para poder garantizar principalmente el suministro de hidrógeno.

Por lo pronto, según se confirmó en la pasada edición de The World Hydrogen Energy Conference, las principales las empresas que se perfilan del lado de la oferta, porque ya están desarrollando proyectos para empezar a detonar el sector del Hidrógeno en México, son aquellas dedicadas a los gases comprimidos y críticos como son Cryoinfra y Linde; las cuales, además de líderes en la industria nacional, cuentan con gran experiencia en el desarrollo de proyectos de Hidrógeno en el mundo. 

De allí que, algo importante a considerar desde la perspectiva del CEO de Consultoría Sustentable G2H será la oportunidad que tiene México para planificar una transición del propio hidrógeno, pasando de gris/azul a verde, ya que, de acuerdo al especialista “la madurez del sector puede verse beneficiada, si se comienza por la adopción en primera instancia de una demanda constante y desarrollo de infraestructura sólida” como aquella de la industria del gas natural.

Esto mismo, podría ayudar a definir los tipos de contratos que pueden manejarse para el sector del hidrógeno, entre los cuales Guillermo Gómez enumeró algunos de los ya conocidos y sumó esquemas que han funcionado en otros países, por ejemplo:

Contratos de Compra de Energía (PPA)
Contratos de Precio Fijo
Contratos de Diferencia (CfD)
Financiamiento Público
Acuerdos de Consorcio
Contratos de Suministro a Largo Plazo
Mecanismos de Subasta.   

Rango de precios para el hidrógeno    

Pesé a que el sector del hidrógeno se encuentra en desarrollo en México, aún faltan varios elementos para poder contar con un ecosistema sólido por lo que establecer una postura definitiva al hablar de costos aún sigue siendo aventurado.

Actualmente, los valores que se consideran a nivel internacional refieren principalmente a pronósticos con base en el tipo de fuente de donde se obtendría la producción de este. Al respecto, Guillermo Gómez, CEO de Consultoría Sustentable G2H, ejemplificó qué rango de precios empiezan a transparentarse en el caso del hidrógeno gris e hidrógeno verde:

“El costo del millón de BTU (MMBTU) del hidrógeno gris puede variar significativamente dependiendo de varios factores, como el costo de la materia prima que es el gas natural, los costos de producción, que para este caso es el proceso de reformado con vapor de agua y la ubicación geográfica del proyecto. Según datos históricos a nivel mundial y estimaciones recientes, el costo del hidrógeno gris puede oscilar entre $1 USD y $2USD por kilogramo, lo que equivale aproximadamente a $8.50 USD a $17 USD por millón de BTU”.

“Por otro lado, el costo del millón de BTU (MMBTU) del hidrógeno verde es generalmente más alto que el del hidrógeno gris debido a los costos asociados con la producción a través de la electrólisis del agua utilizando energía renovable. Los costos pueden variar significativamente dependiendo del costo de la electricidad renovable, la eficiencia del proceso de electrólisis y otros factores operacionales. En términos generales, el costo de producción del hidrógeno verde puede oscilar entre $3 USD y $7 USD por kilogramo”. 

Ahora bien, esos valores contemplan un escenario “business as usual”. Por lo que, si se consideran mejoras a las condiciones actuales de la industria y los mercados, la evolución del precio podría ir hacia la baja en esta misma década. 

Según varios estudios y análisis, incluidos informes de la Agencia Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en inglés) y otras instituciones de investigación energética, se espera que el costo del hidrógeno verde pueda disminuir a un rango de aproximadamente $1.50 USD a $3USD por kilogramo para 2030.

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Por la demanda energética que atraviesa el país y sus alta fuente de recursos naturales, Colombia emerge como una región estratégica para que importantes actores a nivel nacional e internacional inviertan en el desarrollo de proyectos de energías renovables.

En este marco, Procolombia, la organización gubernamental encargada de promover el turismo, la inversión extranjera en Colombia, las exportaciones no minero energéticas, revela acciones fundamentales para lograr el feliz término de proyectos de energías no convencionales en el país.

“Compartimos el ABC para proyectos de energía renovables, donde encontrarán el paso a paso legal para su desarrollo en el país. Esperamos que esta información sea de mucha utilidad para inversionistas extranjeros e instalados para futuras reinversiones”, explica el abogado German Andrés Ducón Cote, en representación de la Gerencia Legal de Procolombia.

En este sentido, el experto señaló que repararse para invertir es necesaria una apropiada estructuración del proyecto a través de los siguientes pasos: 

Asesorarse del territorio según la fuente de energía renovable que se quiere desarrollar.  Para ello, es importante investigar la situación legal de la tierra, teniendo en cuenta que en Colombia el proceso de consultas previas es uno de los principales desafíos que deben superar los actores públicos y privados a la hora de montar proyectos renovables, sobre todo, en zonas estratégicas como La Guajira, donde habitan comunidades indígenas.
Evaluar las ventajas del país en cuanto a la integración comercial, estabilidad y acuerdos. Se recomienda evitar la doble tributación, al investigar los mecanismos de protección e incentivos a la inversión extranjera directa  (IED) y reducir riesgos en la toma de decisiones con la asesoría de expertos locales. También conviene revisar posibles proveedores de bienes o servicios, mano de obra, consumidores, teniendo en cuenta la cercanía de mercados claves.
Conocer el marco normativo. Procolombia sugiere asesorarse sobre las políticas y principales regulaciones en su actividad (generación, transmisión, distribución o comercialización) tales como las Leyes 142 de 1994; 1715 de 2014 y 2099 de 2021.

Validar las licencias, permisos, certificaciones o procesos de consulta previa necesarios para el proyecto, al igual que los requisitos necesarios para iniciar operación.
Validar que la propiedad intelectual de sus intangibles esté cubierta en Colombia y decidir si se desea mantenerlos en la sociedad en el extranjero o en la subsidiaria colombiana por construir.
Definir la financiación del proyecto. Para ello se recomienda verificar posibilidades de créditos locales.

Luego de estructurar el proyecto renovable, Ducón Cote sugiere tomar en consideración las siguientes recomendaciones a la hora de iniciar la inversión:

Definir y constituir el vehículo corporativo o inscribirlo en la cámara de comercio de la ciudad seleccionada.
Obtener el registro único tributario para quedar habilitado ante la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales (DIAN)
Abrir una cuenta bancaria.
Recibir el capital desde el exterior (capitalización o deuda), registrarlo y negociar el cambio de las divisas en el banco
Contratar personal y vincularlo a la seguridad social. En caso de que haya trabajadores extranjeros, se requiere regularizar su situación migratoria al registrarlos en el SIRE, RUTEC y las entidades de seguridad social.
Si va a aplicar los incentivos de la Ley 1715 tenga en cuenta todas las inversiones que deba realizar al momento de estructurar el proyecto. Particularmente: estudio de títulos en adquisición de tierras; licencias de construcción; licencias ambientales ANLA o CAR; Procedencia de Consulta Previa y desarrollo del proceso DANCP; Certificación del proyecto UPME.
Ubicar y adquirir los bienes de capital e insumos necesarios para su operación. En este sentido, solo importe cuando haya lugar a ello.
Gestionar la protección de los intangibles en cabeza de la subsidiaria colombiana.
Asegurar la obtención del punto de conexión para poder poner en marcha el negocio en Colombia
Celebrar los contratos pertinentes con un asesor experto que garantice la legalidad de la operación.

Una vez iniciada la inversión, Procolombia recomienda las siguientes acciones para la continuidad de sus operaciones en el país sin barreras:

Cumplir las obligaciones corporativas, renovaciones y deberes anuales, tales como la renovación de la matrícula mercantil, reportes de información, pago de impuestos, actualizaciones de registros públicos, entre otros.
Mantener al día cualquier tipo de permiso o registro que el negocio requiera.
Evaluar constantemente los resultados de su inversión inicial.
Expandir sus operaciones a través de nuevas líneas de negocios, sedes y acceso a nuevos mercados desde Colombia.

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

No obstante, para lograr una mayor electrificación del sistema, el país no está exento de retos ambiciosos en la infraestructura para poder trasladar toda esa energía.

Durante el evento, PerúEnergía 2024, Javier Muro, gerente general de Distriluz, grupo de empresas de participación mayoritariamente estatal dedicada a la comercialización y distribución de la energía eléctrica, habló sobre estas metas durante su ponencia titulada “Impacto económico de la seguridad de suministro en los sistemas de distribución eléctrica del país”(ver transmisión).

“Para lograr una adecuada expansión y confiabilidad en la cadena de suministro debemos enfrentar varios desafíos en Perú, sobre todo en la subtransmisión y en la distribución. Nuestro esquema normativo es muy limitado. Es muy escasa la fórmula regulatoria con los cuales se le exige las condiciones de inversiones del distribuidor”, explicó.

Según el experto, resulta una barrera que el valor agregado de distribución por el cual se remuneran las redes de distribuidor consideren demandas del año anterior a la regulación y no demandas futuras. Tampoco se consideran las instalaciones de crecimiento, solo lo que en ese momento lleva instalado la empresa y es optimizada con un sistema green field.

Además, Muro explica que el valor de la energía no suministrada (VENS), es decir, el costo de la pérdida de la actividad socioeconómica que ocurre cuando no se proporciona electricidad a los consumidores, “no es recogido ni por la planificación ni por la regulación normalmente en los sistemas”.

Este valor resulta fundamental para medir los beneficios marginales de mejorar el nivel de seguridad del suministro eléctrico.

En este sentido, el especialista destaca los principales desafíos para expandir la distribución y garantizar la confiabilidad: 

Elaboración de un estudio de determinación del VENS para el país. Esto es necesario para que se pueda consultar esta información de forma oficial garantizando cálculos más predictivos. 
El desarrollo de planificación de la expansión y los niveles de confiabilidad basadas en minimizar los costos de inversión y de VENS.
Adaptar las políticas y decisiones regulatorias bajo este nuevo enfoque. 
Que las empresas prioricen sus inversiones considerando la rentabilidad privada y su impacto en la seguridad de suministro.
 Que los usuarios tengan la posibilidad de tomar mejores decisiones conociendo el costo de la seguridad de suministro.

En este sentido, Muro hizo hincapié en la necesidad de abordar estos retos ya que la confiabilidad energética tiene un impacto directo en la economía peruana: si falla se elevan los costos de energía y lo cual afecta a todos los usuarios. En otras palabras, señaló que un país no puede crecer económicamente sin energía. 

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Hasta el 04 de agosto se amplió el plazo para que las organizaciones sin fines de lucro de la Región de Atacama postulen a la séptima versión del Fondo de Acceso a la Energía (FAE), destinado a fomentar iniciativas de energías renovables a pequeña escala, así lo anunció la seremi de la cartera en la región, Yenny Valenzuela Araya.

El objetivo del concurso es beneficiar a las instituciones con rol público con la implementación de soluciones que les permitan acceso y mejoramiento de su suministro energético a través del financiamiento de proyectos a pequeña escala con energías renovables.

La seremi de Energía, Yenny Valenzuela Araya, destacó: “Para Gobierno del Presidente Gabriel Boric es prioritario llegar con energía segura y estable a todos los rincones de Chile. Por ello, este fondo está diseñado para beneficiar a organizaciones en zonas rurales, aisladas y/o vulnerables, mejorando la calidad de vida de las personas y fomentando el desarrollo social de las comunidades. Se puede postular a dos tipos de soluciones, una de ellas es la energización fotovoltaica y, la otra, son los colectores solares térmicos para agua caliente sanitaria. De esta manera, estamos promoviendo el acceso a la energía a través del impulso de fuentes renovables”.

Entre las organizaciones elegibles para postular están: las comunidades y asociaciones indígenas reguladas por la Ley N°19.253; Organizaciones comunitarias, constituidas bajo la Ley N°19.418, tales como las juntas de vecinos y los centros de padres y apoderados; Personas jurídicas sin fines de lucro, registradas en el catastro de organizaciones de interés público según la Ley N°20.500 sobre asociaciones y participación ciudadana en la gestión pública, tales como fundaciones, corporaciones, ONG, asociaciones, entre otras; y Cuerpos de Bomberos, constituidos según la Ley N°20.564.

Además, es importantes destacar que el FAE 2024, como en su versión anterior, bonificará adicionalmente a grupos vulnerables: Comunidades o asociaciones indígenas, niñas, niños y adolescentes, adultos mayores, mujeres y personas con discapacidad.

En su séptima versión, el FAE financiará la generación fotovoltaica con o sin almacenamiento en baterías de hasta 10 kW de potencia y sistemas solares térmicos para el calentamiento de agua de hasta 1.500 litros.

Las postulaciones se pueden realizar a través de la página www.energia.gob.cl/fae.

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El Ministerio de Minas y Energía (MME) inauguró el Primer Municipio Energético de Colombia, mediante la entrega de la central de generación híbrida que llevará energía 24/7 a Cumaribo, Vichada y beneficiará a más de 1350 familias.

Se trata de la central más grande que ha desarrollado el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas, IPSE, entidad adscrita al Ministerio, en las Zonas No Interconectadas de Colombia.

Con una inversión de $20.484.646.035, el proyecto energético se compone de un campo solar de 1,4 MW con un total de 3094 paneles solares de 460Wp cada uno; banco de baterías de litio de 1408 kWh, conformado por 160 baterías de 87,6 VDC cada una; también, 3 plantas diésel de respaldo.

Durante el lanzamiento oficial, el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, señaló: «No hay nada que agradecer a un Gobierno que hace lo que tiene que hacer. Esto que estamos entregando no es ningún favor, es el derecho del municipio y de la comunidad de Cumaribo. Estamos intentando reparar las décadas de abandono del Estado hacia estos municipios. Este gobierno está trayendo las inversiones a los lugares que se necesitan».

Y agregó: «Cumaribo le ha dado mucho a este país: 96% de su compromiso de sustitución de cultivos par transformar el territorio. Estos proyectos de energía eléctrica y las inversiones públicas representan la paz. Son un claro ejemplo de los esfuerzos que se están haciendo por avanzar en la a transición energética justa». 

Según el funcionario, con una inversión superior a 20 mil millones, 160 baterías, más de 3 mil paneles y  24 horas de energía, estos municipios se convierten en desarrollo, derechos y oportunidades. 

Además, Camacho reveló que han cerrado una línea de crédito con la banca pública para construir 240 municipios energéticos como este. El objetivo es que este financiamiento del Estado permita el desarrollo de más proyectos de este estilo en el país.

Por su parte, Danny Ramírez, director del IPSE, señaló : “Hoy, en Cumaribo, no solo estamos trayendo energía 24/7, estamos entregando esperanzas, sueños y desarrollo. Este primer municipio energético sostenible es un impulso que las familias necesitaban para transformar sus vidas y sus tierras».

«Gracias a esta nueva fuente de energía continua, estamos viendo cómo se potencian los proyectos productivos locales, permitiendo que los ciudadanos trabajen de manera más eficiente y sostenible. Este avance no solo mejora la calidad de vida de las personas, también fortalece la economía de la región, promoviendo un desarrollo inclusivo y equitativo”, añadió.

Cabe destacar que en Cumaribo, también, se está implementando la Escuela de Formación para la Transición Energética Justa, una apuesta pedagógica del Ministerio de Minas y Energía y el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas, cuyo propósito es transmitir y construir conocimientos indispensables que forjen capacidades para la constitución, puesta en marcha, apropiación y cuidado de las Comunidades Energéticas en las Zonas No Interconectadas.

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Future Energy Summit (FES) vuelve a Chile por tercer año consecutivo con un nuevo mega evento que congregará a más de 400 CEOs, referentes de compañías líderes, autoridades de gobierno, inversionistas, desarrolladores de proyectos, tecnólogos, EPCistas, generadoras y gremios del sector energético de Latinoamérica.

La cumbre FES Chile se realizará los días 27 y 28 de noviembre en el Hotel Intercontinental de Santiago (Av. Vitacura 2885, Las Condes), y cuenta con entradas Early Bird ya a la venta (hasta el 2 de septiembre) para las dos jornadas que tendrán espacios dedicados al networking, entrevistas exclusivas, encuentros cara a cara y debates cruciales respecto al estado de las renovables y la transición energética. 

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Tal es que así que la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 Perú), la Agencia Polux Comunicaciones, Atlas Renewable Energy e Ibereólica se sumarán a FES Chile y debatirán sobre el avance de la tecnología solar, la energía eólica, el hidrógeno verde y las tendencias en la región. 

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

H2 Perú tendrá representación en la cumbre de Future Energy Summit a través de su presidente, Daniel Camac, quién recientemente apuntó que “la ley del fomento al H2V en Perú es la más ambiciosa de Latinoamérica” y quien formará parte del panel de debate “Visión de los grandes Inversionistas del sector energético del Cono Sur”. 

Dicho panel estará moderado por Fernanda Varela, directora ejecutiva de la Agencia Polux Comunicaciones, quien tiempo atrás fue identificada, por Low Carbon Business Action, de la Unión Europea, como una de las mujeres líderes están liderando el cambio mediante iniciativas sustentables. 

La Agencia Polux Comunicaciones es la primera y única agencia en Chile especializada en energías limpias, sustentabilidad y equidad de género, y engloba a grandes entidades del sector como por ejemplo ACERA, Atlas, Colbun, H2 Chile y AFRY, entre otras. 

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Justamente Atlas Renewable Energy, empresa internacional dedicada al desarrollo, construcción y operación de proyectos de energía renovable, formará parte del mega evento FES Chile, en su caso durante el panel “Tendencias para el desarrollo de proyectos solares exitosos en el Cono Sur”. 

Susana Morales, gerenta de adquisición de proyectos y nuevos negocios de Atlas, estará en nombre de la productora independiente que meses atrás vaticinó que prepara un pipeline de aproximadamente 3000 MW para liderar el mercado renovable chileno y que en marzo del 2024 firmó un acuerdo de BESS stand-alone en Chile por 800 MWh de capacidad de almacenamiento. 

Y cabe recordar que Chile posee 17093 MW de capacidad en energías renovables no convencionales (ERNC) que representan cerca del 46,6% de la matriz del Sistema Eléctrico Nacional, de Aysén, de Magallanes y de la Isla de Pascua. 

Dentro de las ERNC la tecnología solar fotovoltaica es la de mayor participación gracias a 10566 MW operativos y en pruebas, seguido por la energía eólica que suma 4981 MW de potencia y que también tendrá lugar durante la cumbre FES Chile. 

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Ibereólica, firma española fundada en 1996 con alrededor de 11 GW instalados y en desarrollo entre proyectos hidroeléctricos, eólicos, solares y de nuevas tecnologías en diferentes fases de avance en España, Chile, Perú y Brasil, se hará presente en el evento de Future Energy Summit a través de su CEO para Latinoamérica, Guillermo Dunlop. 

El especialista aportará aportará las perspectivas para la evolución de la energía eólica en el Cono Sur, considerando que la firma posee casi 780 MW de esta tecnología en Chile entre los parques Atacama (165,3 MW) y Cabo Leones I (175,5 MW), II (245 MW) y III (192,5 MW); además que la compañía, que espera poder alcanzar los 6.000 MW operativos hacia el 2029. 

Por otra parte evento llegará al cierre de un 2024 que ya tiene varios hitos para el sector renovable de Chile, tales como la adjudicación de 3600 GWh en la Licitación de Suministro, los resultados resultados de estudios para modernizar el mercado eléctrico, la entrada en vigencia del nuevo reglamento de transferencias de potencia y asignación de más de 11 GWh de capacidad de almacenamiento en terrenos fiscales

Por lo que FES Chile nuevamente será un espacio para promover el diálogo y explorar sinergias entre las principales empresas y personas protagonistas del sector renovable del Cono Sur. 

Adquiera su entrada para acceder a la cumbre en Chile en el Hotel Intercontinental de Santiago a través de este link. ¡No deje pasar la oportunidad!

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Risen, tuvo una participación destacada en la primera edición del evento Future Energy Summit Mexico (FES Mexico). Allí, Vanderleia Ferraz, gerente de producto para Latinoamérica de Risen, brindó una entrevista exclusiva en la que se refirió a la dinámica del mercado mexicano y su presencia creciente.

«Nosotros vemos que en el mercado de México está creciendo mucho la demanda, principalmente para el área de GD», observó Ferraz. 

Con una trayectoria de 10 años activos en México a través de socios y aliados locales, este fabricante líder de la industria fotovoltaica fue posicionando lo último de la tecnología de módulos, entre la que sobresale la heterounión o HJT con gran atractivo por prestaciones diferenciales alcanzadas gracias al impulso de Risen.

«Trajimos la tecnología HJT, que es un nuevo tipo de tecnología de módulos tipo-n. Incluso ya tenemos algunos proyectos con esta tecnología aquí en México», expresó Vanderleia Ferraz. 

Si bien la tecnología de heterounión, o HJT, basada en la celda dopada de tipo N, surgió en la década de 1970, Risen ha invertido recursos en I+D para dar un salto de calidad en la fabricación de esta tecnología.

Como principales características de esta tecnología,  Ferraz se refirió a las altas eficiencias que alcanza por un lado, y a las menores perdidas y un menor coeficiente de degradación por otro lado, a lo largo de los 30 años de garantía de performance.

A medida que Risen ha desarrollado los módulos Hyper-ion HJT durante los últimos años, se incluyeron una serie de características a los módulos Hyper-ion HJT Risen, como la tecnología de interconexión a baja temperatura, exclusiva y patentada de Risen, denominada Hyperlink.

La empresa también es la primera en utilizar 0 (cero) barras colectoras en sus células Hyper-ion HJT y produce células HJT ultrafinas, que alcanzan los 90μm de grosor en la producción en serie. También, para garantizar la confiabilidad de los módulos, Risen desarolló un material de encapsulamiento especial para los módulos Hyper-ion HJT, ya que se trata de un factor muy importante para garantizar la calidad de los módulos.

De esa manera, señaló que «el cliente que invierte en este tipo de tecnología va a tener mayor generación por cada kilowatt que tiene instalado en su planta, con eso el coste de la energía es más barato y el retorno financiero es mayor».

Este producto empezaría a ganar mercado en México, de acuerdo a lo indicado por la referente de Risen, con una gran receptividad de una demanda que va en alza. Tal es así que el fabricante ya tiene disponible para este mercado módulos de 715 W con un 23% de eficiencia.

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