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Future Energy Summit (FES), la plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables, llevará adelante una nueva propuesta virtual enfocada en las energías renovables en Brasil durante este jueves 26 de septiembre a partir de las 7:00 am MEX / 8:00 am COL / 10:00 am / 15:00 pm ESP. 

Inscripción gratuita: https://www.inscribirme.com/brazil-future-energy-virtual-summit

Brazil Future Energy Virtual Summit será un evento online de gran relevancia que se transmitirá en vivo en los canales de YouTube y LinkedIn de FES y que significará un espacio de discusión con los principales referentes del sector en torno a uno de los mercados solares más grandes del mundo. 

El webinar comenzará con un panel de debate titulado “Avances tecnológicos y oportunidades del setor fotovoltaico brasileño”, tecnología que ya suma 31,94 GW instalados en generación distribuida y 15,08 GW en proyectos de generación centralizada; a la vez que se esperan nuevos récords de potencia renovable para los próximos años. 

Dicho panel lo integrarán Victor Soares, LATAM Technical Manager de JA Solar; José Luis Blesa, Sales Director de Seraphim; Mauro Basquera, Technical Manager Latam de Sungrow; y Rafael Feijó, solution Manager de Huawei Digital Power. 

Referentes que se encargarán de analizar las políticas regulatorias y arancelarias que posee el país, posibilidades de producción local, estrategias para lograr un mayor market-share y qué esperar sobre la evolución del almacenamiento a partir de baterías. 

Seguido de ello, tendrá lugar el panel debate denominado “Tendencias y proyecciones de la energía solar en Brasil”, con la presencia de Daniel Pansarella, country manager Brazil de TrinaSolar, RamónNuche, director LATAM de AESolar, RicardoMarchezini, country manager de Risen, y Denis Ribeiro Cola, pre-sales engineer de Solis.

Los especialistas conversarán en el evento Brazil Future Energy Virtual Summit acerca de las soluciones que ofrecen para el mercado, los principales retos a futuro y qué tecnologías pueden ser complemento de la generación solar fotovoltaica para lograr una matriz energética más verde. 

Y cabe destacar que este evento de FES llega en un momento justo para la industria renovable, considerando que recientemente el gobierno lanzó la Política Nacional de Transición Energética (PNTE), que contará con dos instrumentos centrales con foco en la creación de una ley específica que permitan atraer alrededor de dos millones de reales en nuevos proyectos y que estará articulado con el Plan Clima, la Nueva Industria Brasil, el Pacto por la Transformación Ecológica y el Programa de Aceleración del Crecimiento (PAC). 

Asimismo, la regulación de los sistemas de almacenamiento en baterías (BESS) fue incluída en la agenda del Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) de Brasil para el cierre del 2024, con foco estará puesto en los requisitos de conexión al Sistema Interconectado Nacional (SIN), procesos de integración y las reglas de planificación, programación, operación en tiempo real y post-operación; sumado a que la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) también incluyó dichos temas para tratarlos en lo que resta de este año o en 2025. 

Por lo que estos temas y muchos más se debatirán durante el Brazil Future Energy Virtual Summit, que se transmitirá en vivo a través de los canales de YouTube y LinkedIn de FES y que nuevamente será un espacio de diálogo significativo sobre el presente y futuro para todo el sector energético de la región. 

Para más información sobre la gira completa y futuros encuentros presenciales, se puede consultar la página oficial del Future Energy Summit en este enlace. 

La entrada Es hoy y con transmisión en vivo: líderes del sector fotovoltaico de Brasil edebatirán sobre oportunidades y tendencias se publicó primero en Energía Estratégica.

Una nueva edición del Latam Future Energy Virtual Summit, organizado por Future Energy Summit (FES), reunió a destacados representantes de empresas clave del sector de energías renovables. Durante el evento, se discutieron las innovaciones tecnológicas que buscan potenciar la competitividad y el crecimiento en la región.

Entre los panelistas, Vanderleia Ferraz, Omar Ávila, Sergio Rodríguez y Alejandro Martínez compartieron sus perspectivas sobre las últimas tendencias y los desafíos que enfrentan en América Latina.

Primeramente, Vanderleia Ferraz, gerente de productos de Risen para América Latina, destacó los avances en la tecnología HJT (Heterounión con Película Delgada). “Estamos trayendo paneles con mayores eficiencias y características técnicas adaptadas a las condiciones del mercado latinoamericano, como la alta incidencia de temperaturas. Nuestros paneles HJT tienen un menor coeficiente de pérdida por temperatura y menor degradación, lo que asegura un mayor retorno financiero para los inversionistas”, comentó Ferraz. Con una capacidad de producción de 48 GW, de los cuales 21 GW están dedicados a esta tecnología, Risen busca liderar la transición energética con soluciones adaptadas a la región.

Omar Ávila, Sales Manager de Runergy, explicó cómo su empresa inicialmente abocada a fabricación de celdas ha evolucionado hacia una integración vertical que abarca desde la extracción de silicio hasta la producción de módulos solares. “Contamos con una capacidad de 21 GW en módulos y 63 GW en celdas solares, lo que nos permite garantizar la calidad de nuestros productos”, señaló Ávila. Además, subrayó la importancia de las innovaciones que están desarrollando, como el uso de galio en lugar de boro en las celdas solares, lo que reduce la degradación interanual y aumenta la eficiencia. “Estamos trabajando en celdas solares con una capa adicional de perovskita que permitirá optimizar la producción energética y alcanzar eficiencias mayores al 30%”, agregó.

Sergio Rodríguez, Chief Technology Officer (CTO) LATAM de Solis, destacó la importancia de la adaptación tecnológica a las normativas de cada país para continuar aportando a la competitividad desde la innovación. “A pesar de que el sol brilla igual en todos los países, cada uno tiene restricciones particulares. En Solis, hemos desarrollado soluciones que se adaptan a las diferentes capacidades y normativas en distintos mercados”, explicó Rodríguez. Además, señaló que los en la actualidad están enfocados a los sistemas de monitoreo como diferencial esencial para ofrecer un servicio postventa de calidad, algo cada vez más demandado por los clientes al rededor del mundo.

Finalmente, Alejandro Martínez Pulido, gerente comercial de DIPREM, enfatizó el papel de la mano de obra calificada en el éxito de los proyectos de energías renovables. “Nuestro principal enfoque es el suministro de personal, pre commissioning y commissioning, la supervisión de obras y la capacitación del personal en temas de Seguridad y Salud en el trabajo”, afirmó Martínez. DIPREM, empresa de servicios integrales que entre su Core Business está el sector eléctrico, ha expandido su presencia en América Latina y trabaja en la concientización y educación de su personal para asegurar el cumplimiento de las regulaciones locales alineados a los últimos avances tecnológicos.

En espacio de diálogo promovido por FES, los referentes empresarios comentaron cómo cada empresa está innovando y adaptándose a los desafíos regionales, con el objetivo común de aumentar la competitividad en el sector energético renovable de América Latina. Puede acceder a las declaraciones completas en el video de la transmisión en vivo que aún está disponible.

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 ¿Cuáles son los países de Centroamérica que ya han logrado avanzar en un marco regulatorio de almacenamiento? 

Ante el crecimiento de las renovables, se ha puesto en la mesa la necesidad de contar con marcos regulatorios para el almacenamiento; en tanto, son claves para la descarbonización de los sistemas energéticos y un complemento adecuado para aportar flexibilidad a los sistemas con el fin de mantener el balance continuo entre la generación y la demanda.

No obstante, los avances existentes son respecto de normas técnicas, no de leyes o normas supranacionales que den incentivos, promuevan el almacenamiento y finalmente brinden seguridad jurídica a estas inversiones, veamos algunos casos:

Guatemala: La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) aprobó este año la propuesta normativa para la instalación, operación y remuneración de sistemas de almacenamiento adjuntos a centrales solares y eólicas, denominada en la propuesta normativa como Generación Híbrida Autónoma (GHA).
Honduras: La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) está trabajando una reforma al Reglamento de la Ley General de la Industria Eléctrica y el Reglamento de Operación del Sistema y Administración del Mercado Mayorista con el fin de incorporar el almacenamiento en sistemas híbridos y para la expansión de la misma red de transmisión. 
Costa Rica: La Autoridad Reguladora de Servicios Públicos (ARESEP) sometió a consulta pública una reforma Norma Técnica de Planeación, Operación y Acceso al Sistema Eléctrico Nacional (POASEN), que incorpora un capítulo sexto sobre la integración al SEN de energías renovables variables y sistemas de almacenamiento; en la cual, se establecen nuevas condiciones para dicha integración, considerando aspectos tanto para conexiones en alta como en media tensión con el fin de garantizar una integración segura y efectiva de fuentes de energía limpia en la red nacional.
Panamá: La Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) aprobó modificaciones a las Reglas Comerciales para el Mercado Mayorista de Electricidad, en donde ahora, se permite el uso de Sistemas de Almacenamiento de Energía en los distintos segmentos de la cadena incorporando figuras como el SAE, SAEb y SAEBt.

¿Qué condiciones deben estar presente para lograr una armonización regulatoria del almacenamiento y lograr una coincidencia de condiciones regulatorias en los países de Centroamérica?

El almacenamiento tiene potencial para prestar una amplia variedad de servicios al sistema; de ahí que, su regulación debe garantizar que se aproveche todo este potencial de manera óptima; pues ciertamente, la realidad nos obliga a pensar en condiciones habilitantes, modelos de negocio viables para satisfacer las necesidades del sistema, señales de precios y esquemas retributivos que permitan viabilizar el mismo.

Dicho esto, la construcción de un marco general y habilitante del almacenamiento implica -de entrada- un diseño regulatorio tecnológicamente neutro; no podemos impulsar modelos regulatorios que propicien la discriminación entre las distintas tecnologías de almacenamiento; incluyendo la no exclusión del propio respaldo térmico para asegurar la firmeza del sistema en situaciones de indisponibilidad de las energías renovables variables.

Pero de igual forma, la certidumbre regulatoria -que se espera-, implica definir reglas claras que: 1) propicien el desarrollo de proyectos (modelos de negocio, permisología, condiciones de conexión y acceso), 2) definan cómo será la participación en el mercado (prestación de servicios), 3) establezcan condiciones económicas (cargos, peajes, retribuciones, incentivos, ayudas). De ahí que, materializar los beneficios del almacenamiento energético dependerá de la definición de marcos regulatorios que fomenten el desarrollo de modelos de negocios atractivos aprovechando las distintas tecnologías, condiciones que bien pueden adoptarse en los países de la región con el fin de tener reglas lo más uniformes posibles incluso que contribuyan al robustecimiento y resiliencia del SIEPAC. 

Contemplando la pirámide de Kelsen, ¿qué barreras identificas para su implementación si es que no hay reformas a las leyes generales de la industria eléctrica de cada país? 

El fenómeno del Niño puso en evidencia la vulnerabilidad de los sistemas de cada país, acentuando el debate respecto la seguridad energética de cada país, al punto de que varios países de Centroamérica impusieron límites de exportación durante la fuerte sequía causada por este con el fin de resguardar su generación propia para la atención de la demanda nacional. Las inyecciones de energía al MER se redujeron considerablemente, con una disminución del 40% respecto al mismo periodo de 2023. Los altos precios de las ofertas de inyección al MER resultaron en precios nodales muy superiores a los del primer cuatrimestre de 2023. Además, la menor disponibilidad de agua afectó la generación de energía hidroeléctrica en Costa Rica, llegando a tener costos marginales que superaron los 500 USD/MWh en abril. 

Esto impactó al MER, ya que las ofertas del Instituto Costarricense de Electricidad superaron los 600 USD/MWh. Por lo tanto, es crucial evaluar el MER en el contexto energético actual de la región. Situación que pone -una vez más- la relevancia del almacenamiento ante la variabilidad de las renovables, incluso a efectos de los mismos costos de transacciones de energía.

Al margen de las reformas que se puedan dar en cada uno de los países. Es importante recordar que, el Mercado Eléctrico Regional goza de una naturaleza jurídica supranacional con reglas de Derecho Comunitario, cuya norma suprema es el Protocolo de Tegucigalpa a la Carta de la Organización de los Estados Centroamericanos, seguido de un instrumento complementario que es el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central (TMMEAC), mismo que, en el diseño Constitucional de los países de Centroamérica este tratado es una norma que priva sobre las leyes ordinarias. 

De tal suerte que, a nivel del MER bien podrían implementarse condiciones regulatorias para la adopción del almacenamiento por parte de la CRIE como ente regulador y normativo del MER, pues justamente es una función de esta procurar el desarrollo y buen funcionamiento de este conforme a los principios de Competencia, Gradualidad y Reciprocidad. Sin embargo, hay que hacer hincapié en que, al margen de lo que facilite o promueva la CRIE, el almacenamiento a gran escala como sería el caso de almacenamiento en el MER y probablemente en transmisión, implica que cada empresa en su país que aporte este activo deba tener los incentivos necesarios  para realizar dichas inversiones mismas que hoy siguen siendo altas; y ese costo -justamente- se mitiga cuando existe promoción, incentivos o cuando el costo del almacenamiento baje lo suficiente; puesto que, el TMMEAC por sí mismo no alcanza a definir incentivos (fiscales por ejemplo) para tal cometido.

Lo que sí debe señalarse es que, materializar los beneficios del almacenamiento energético en el MER dependerá de la definición de condiciones regulatorias que fomenten el desarrollo de modelos de negocios atractivos usando las tecnologías de almacenaje, de forma tal que la certeza regulatoria supere las barreras referidas con el establecimiento de condiciones de acceso y conexión a la red, precisar permisos y autorizaciones, cargos de red, pagos que recibirán los sistemas de almacenaje energético incluyendo pagos por arbitraje de energía, capacidad, y balance. 

Finalmente, es importante dar señales de mucha seguridad jurídica a las inversiones, pues ello, es crucial para acceder al financiamiento e incentivos que disminuyan el riesgo a invertir en estas tecnologías, cuyo atractivo todavía no se ha materializado en diferentes países para los inversionistas del sector privado. 

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La Asociación Mexicana de Hidrógeno y Movilidad Sostenible (H2 México) está lista para presentar una nueva estrategia industrial para el desarrollo del hidrógeno en México.

Este paso representa una actualización significativa de la hoja de ruta elaborada por la asociación hace dos años y se espera socializar con las autoridades entrantes en los próximos días, con la esperanza de sentar las bases para una estrategia nacional de hidrógeno.

Esta evolución de la hoja de ruta hacia una estrategia industrial responde al desarrollo de proyectos que no existían hace dos años. «Actualmente, hay 15 proyectos de hidrógeno en marcha en México, con una inversión estimada de 20.000 millones de dólares», introdujo Israel Hurtado, presidente de H2 México.

Según precisó el referente empresario, estos proyectos abarcan la producción de hidrógeno verde, amoníaco verde y metanol, y se encuentran en diversas etapas de desarrollo, uno de ellos incluso ya ha obtenido sus permisos ambientales.

Hacia una estrategia nacional del hidrógeno

Aunque la estrategia industrial de H2 México ofrecerá una guía clara para el desarrollo de este vector energético, Hurtado subrayó que una estrategia nacional oficial es crucial para consolidar el progreso.

«Podemos tener una hoja de ruta y una estrategia industrial, pero una estrategia nacional de hidrógeno solo puede ser formulada por las autoridades», afirmó. Desde la perspectiva del referente empresario una estrategia nacional deberá incluir además aspectos como la regulación, las normas técnicas y los permisos necesarios para impulsar el crecimiento de la industria del hidrógeno. La asociación ya habría identificado las acciones necesarias para avanzar en estas áreas, y espera compartir sus hallazgos con las autoridades en las próximas semanas.

En este sentido, el referente de H2 México anticipó que planea reunirse con diversas autoridades de la nueva administración, incluyendo la Secretaría de Energía, la Secretaría de Economía y la Secretaría del Medio Ambiente, entre otras:

«Nuestro objetivo es ver cómo podemos impulsar juntos una estrategia nacional de hidrógeno», añadió Israel Hurtado, presidente de la Asociación Mexicana de Hidrógeno y Movilidad Sostenible (H2 México).

Incentivos para el desarrollo del hidrógeno

Para asegurar el crecimiento de la industria del hidrógeno en México, Hurtado postuló la importancia de contar con incentivos económicos, como sucede en países como España o Estados Unidos.

«Creemos que en México debería haber incentivos, sobre todo para reducir los costos de producción y permitir la masificación de la comercialización tanto del hidrógeno como de sus derivados», comentó.

Sin embargo, reconoció que la situación financiera actual del país podría limitar la implementación de incentivos directos. A pesar de esto, Hurtado tiene la esperanza de que la próxima administración apoye los proyectos de hidrógeno, especialmente ante las recientes declaraciones de Gabriel Yorio, subsecretario de Hacienda, quien fue confirmado para continuar en su puesto. Según Yorio, en torno a la transición energética el agua y las energías renovables serán temas centrales para el gobierno de la presidente Claudia Sheinbaum.

Entendiendo que el agua y las energías limpias son insumos clave para la producción de hidrógeno verde, el referente de H2 México valoró a las declaraciones del subsecretario como «buenas noticias» para la industria del hidrógeno. «Esto podría detonar aún más el desarrollo de esta industria y contribuir a la descarbonización industrial», afirmó.

Competencia y el rol de Pemex y CFE

Un aspecto relevante para el futuro del hidrógeno en México es la posible colaboración entre Petróleos Mexicanos (Pemex) y la Comisión Federal de Electricidad (CFE) en proyectos de hidrógeno.

«Nos da gusto que Pemex y CFE estén interesados en desarrollar proyectos de hidrógeno juntos», comentó Hurtado.

En concreto, Pemex ha expresado su intención de producir hidrógeno para sustituir el hidrógeno gris que consume en sus refinerías, mientras que CFE buscaría utilizar hidrógeno para complementar sus actividades de generación de electricidad. Desde la óptica de Hurtado, esta alianza podría acelerar el desarrollo de la industria y facilitar la regulación y comercialización del hidrógeno.

«Hay una gran necesidad de hidrógeno para la descarbonización industrial, la movilidad y otros sectores productivos que utilizan combustibles fósiles en sus procesos», indicó Hurtado. De allí que considere que colaboración entre Pemex, CFE y la industria privada podría cubrir esta creciente demanda.

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, luego de 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 lograr semejante hito a nivel nacional, 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 Juan Antonio Gutiérrez, asesor técnico de la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 PERÚ), quien explicó cuál es la estrategia más adecuada para impulsar este vector energético en el país.

En efecto, durante el encuentro se le preguntó si Perú debería atender primero la demanda interna o si debe enfocar sus esfuerzos en la exportación de hidrógeno verde.

Ante el interrogante el experto fue tajante y destacó: “Teniendo en cuenta los compromisos de descarbonización asumidos en el acuerdo de París, la prioridad debería ser la demanda interna en el Perú y luego una vez satisfecho ese mercado, podríamos empezar a pensar en exportar” .

Y agregó: “Lo más importante es descarbonizar la industria propia. Aunque Perú ha avanzado en el tema, aún tiene un buen margen de maniobras para adoptar en pos de diversificar su matriz energética”.

En este sentido, aseguró que desde H2 Perú siempre apoyarán en primera instancia la instalación de proyectos locales de menor escala (desde 5 MW a 40 MW) que permitan descarbonizar industrias o procesos productivos, y al mismo tiempo, aprender de la tecnología con un riesgo muy contenido a la inversión. 

De acuerdo a Gutiérrez, la exportación de hidrógeno es una oportunidad más “a largo plazo” ya que primero se requiere desarrollar la industria lo cual implica altos costos de infraestructura. 

“Aunque Perú tiene un alto potencial para ser exportador de hidrógeno renovable por su ubicación geográfica y sus relaciones comerciales fuertes con países como Japón y Alemania que plantean una adopción agresiva del vector energético y sus derivados, esto se dará en un periodo de largo plazo”, advirtió.

E insistió: “Esto apenas empieza: recién estamos germinando la semilla. El primer paso es generar la confianza de los inversores a partir de proyectos pilotos exitosos. El hidrógeno es un vector que crecerá en los siguientes 15 o 20 años. Aunque será una realidad, aún tenemos mucho trabajo por hacer”.

La minería como principal consumidor de hidrógeno verde

Si bien reconoció que aún no es competitivo aplicar este vector energético en ciertos sectores, augura que será una opción viable para el sector minero en el mediano plazo.

“El hidrógeno verde se volverá más costo efectivo sobre todo en la minería. H2 Perú siempre ha visto a la minería como un potencial sector líder para la utilización de hidrógeno por múltiples razones”, señaló.

Según el experto, se trata de un sector intensivo que requiere altos volúmenes de energía, opera en forma constante y ofrece un ecosistema variado. 

“La minería puede crear hubs de hidrógeno o centros de demanda. Se puede utilizar para los explosivos y para la movilidad tanto del personal que va a la mina en autobuses como a través de camiones mineros que consumen actualmente entre 3 y 4 mil litros de diesel”, concluyó.

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Enap y EDF firmaron un acuerdo de colaboración para iniciar estudios que permitan el uso del complejo industrial Cabo Negro de Magallanes, facilitando a EDF la eventual exportación de cerca de 400.000 toneladas anuales de amoníaco, entre otros productos derivados asociados al proyecto en desarrollo de EDF.

Cabo Negro está a 28 kilómetros de Punta Arenas, en la comuna de Río Verde, y cuenta con instalaciones portuarias, oleoductos y equipamientos claves para el tratamiento y distribución de combustibles en el país.  Actualmente, Enap impulsa una cartera de proyectos para aumentar las capacidades del complejo industrial y facilitar la importación de equipamientos relacionados con la industria de combustibles verdes. 

Los fuertes vientos de la zona -ideales para el desarrollo de proyectos de energía eólica-y la posición estratégica de Cabo Negro para el comercio marítimo mundial, representan ventajas únicas para el desarrollo de la industria del hidrógeno verde (H2v) y sus productos derivados, como el amoníaco verde. A su vez, EDF está desarrollando un proyecto de producción de H2v en Magallanes, por lo que está evaluando utilizar puertos externos para el movimiento de equipos y productos.

“Tenemos la firme convicción de que el trabajo público-privado es el camino más realista y posible para facilitar el desarrollo de la industria sostenible en la región de Magallanes y en ese proceso, Enap tiene un rol natural clave. Contamos con activos materiales, infraestructura, inversión y capacidades humanas instaladas que hacen una diferencia importante y competitiva a la hora de pensar en un ecosistema de oportunidades y desafíos que potencie a nuestro país a nivel mundial, cautelando y respetando el medio ambiente en una región tan relevante como ésta”, dijo la presidenta del Directorio de Enap, Gloria Maldonado.

«Nuestro Directorio ha sido un promotor del rol de la compañía en la transición energética y en la estrategia país para el desarrollo del hidrógeno verde y valoramos los esfuerzos de la administración en estas materias”, agregó. 

Por su parte, el CEO de EDF Chile, Joan Leal, expresó: “En EDF, estamos orgullosos de la firma de este MOU con Enap, un claro ejemplo de cómo la colaboración público-privada promueve el impulso y desarrollo del hidrógeno verde y sus derivados en Magallanes y en Chile. Esta alianza estratégica, basada en el uso de infraestructura compartida, es clave para construir una industria sostenible y competitiva en el sector.  Tanto Enap como EDF, en su calidad de empresa estatal francesa, comparten el compromiso de transformar el potencial de Magallanes en un motor de la transición energética del país y el mundo». 

A su vez, el gerente general de Enap, Julio Friedmann, afirmó que “Enap es una empresa clave para el suministro de combustibles en el país y tenemos el deber de adaptarnos a los desafíos presentes y futuros de Chile y el mundo para acelerar la transición energética y el desarrollo de procesos industriales más limpios. Contamos con la capacidad técnica instalada y el conocimiento de nuestros equipos para alcanzar las metas que el país ha fijado en materia de descarbonización, abordando al mismo tiempo con responsabilidad económica y socioambiental la construcción de una Enap más sostenible. Es en este contexto que propiciamos alianzas como la que hoy concretamos con EDF”.

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Hoy, a partir de las 7:00 am MEX / 8:00 am COL / 15:00 pm ESP, se desarrollará un nuevo evento virtual de Future Energy Summit (FES) centrado en el mercado fotovoltaico de Latinoamérica.

Inscripción gratuita: https://www.inscribirme.com/latam-future-energy-virtual-summit

La propuesta de FES es ofrecer un espacio de discusión con los principales referentes de la industria, quienes compartirán sus perspectivas sobre el futuro de la energía limpia en la región.

La jornada iniciará con un panel titulado «Energía Solar en Latinoamérica: Nuevas tecnologías y oportunidades del sector». Participarán en este panel figuras clave como Oliver Quintero de Sungrow Latam, Itzel Rojas de Seraphim, Victoria Sandoval de JA Solar y Oscar Iván Urrea Riveros de Chint Colombia.

Los expertos discutirán las tecnologías emergentes que están ofreciendo al mercado, detallando sus especificaciones y cómo estas soluciones están impulsando la transición energética en la región.

Un punto importante del debate será analizar cuáles son los países más atractivos en términos de avance en la transición energética, con especial énfasis en los casos de Colombia, Chile, México y Argentina.

Además, los panelistas explorarán el potencial del almacenamiento de energía en Colombia, así como las expectativas de crecimiento en Chile, México y Argentina, tres mercados clave para la energía solar.

También se analizarán las tendencias a corto y mediano plazo, proyectando hacia 2025 y discutiendo hacia dónde se dirige el mercado regional.

A continuación, a las 8:50 am, se desarrollará una entrevista destacada con Ricardo Garro Ruiz, Key Account Director de Huawei para Latinoamérica.

Durante la entrevista, Garro Ruiz ofrecerá un balance del mercado de 2024 en comparación con 2023, y compartirá sus expectativas para el cierre del año.

También se tratarán temas como las soluciones de almacenamiento, que ya están ganando terreno en Europa y Estados Unidos, pero cuya adopción en Latinoamérica aún presenta algunos desafíos, salvo en mercados como Chile.

Además, se evaluarán las perspectivas de crecimiento en mercados importantes de la región, con un enfoque en países como Argentina y México.

El segundo panel, que comenzará a las 9:00 am, se titulará «Tendencias en Energía Renovable: innovación y competitividad en Latinoamérica». Participarán Sergio Rodríguez de Solis, Omar Ávila de Runergy, Vandy Ferraz de Risen y Alejandro Martinez Pulido de DIPREM, quienes discutirán las tendencias que están percibiendo en el mercado renovable latinoamericano, así como las soluciones en las que sus empresas están trabajando para impulsar el crecimiento del sector.

Además, se abordarán los impactos que los precios de los paneles solares han tenido en la situación financiera de las empresas y qué proyecciones de precios se manejan actualmente.

Se hará un enfoque especial en los tipos de proyectos que avanzan con mayor rapidez en la región y en los perfiles profesionales más demandados para llevar adelante estos proyectos de manera exitosa.

El evento de FES se transmitirá gratuitamente a través de YouTube y LinkedIn.

Evento sobre Brasil

Mañana, el evento se trasladará virtualmente a Brasil, con un enfoque exclusivo en este mercado. El primer panel, titulado «Avanços tecnológicos e oportunidades no setor fotovoltaico brasileiro», comenzará a las 10:00 am y contará con la participación de Victor Soares de JA Solar, José Luis Blesa de Seraphim, y representantes de Sungrow, Huawei Digital Power y Chint.

Este panel analizará el estado actual del mercado solar fotovoltaico en Brasil, explorando las expectativas de crecimiento para el cierre de 2024. Además, se discutirá el impacto potencial de las políticas arancelarias para los paneles solares chinos en el país, y si existe la posibilidad de que las empresas chinas opten por establecerse y producir localmente en Brasil.

La segunda parte del evento brasileño comenzará a las 10:50 am con el panel «Tendências e projeções para a energia solar no Brasil», en el que participarán Daniel Pansarella de Trina Solar, Marcel Peralta de Canadian Solar, Ramón Nuche de AESolar, Ricardo Marchezini de Risen y Denis Ribeiro Cola de Solis.

Los panelistas explorarán las proyecciones del mercado fotovoltaico para 2025, incluyendo el papel crucial que jugará el almacenamiento a partir de baterías en los próximos años. Se discutirán también los principales desafíos que enfrenta el sector en Brasil, desde las políticas energéticas hasta las estrategias para fortalecer la autogeneración de energía solar en el país.

Ambos eventos de FES se transmitirán gratuitamente a través de YouTube y LinkedIn, y los interesados pueden inscribirse previamente aquí. Para más información sobre la gira completa y futuros encuentros presenciales, se puede consultar la página oficial del Future Energy Summit en este enlace.

FES es una oportunidad única para conectar con los líderes de la energía renovable en la región, discutir los retos y oportunidades del sector, y explorar las innovaciones que están configurando el futuro de la energía en Latinoamérica y Brasil.

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El gobierno de Javier Milei reconoció que Argentina podría tener cortes de energía programados durante el verano del 2025, tal como meses atrás advirtió un informe de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA), producto de la falta de inversiones en el sector y la disminución de la generación de diferentes centrales. 

“Nos estamos anticipando al peor escenario de un verano que se espera más cálido que el anterior, con posible menos hidraulicidad en Brasil, la parada programada de planta de Atucha I y que otras centrales salieron de servicio”, indicó Daniel González, secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación.

“Es una consecuencia de hacer las cosas mal por muchos años, de modo que se agregó poca generación. Por ende, el sistema no tiene reservas de potencia, estamos al límite y podrían producir cortes”, agregó durante un evento de la Cámara de Comercio de los Estados Unidos en Argentina (AmCham). 

Por ese mismo motivo, la Secretaría de Energía de la Nación trabaja en una resolución que pondrá en marcha el “Programa de Emergencia Verano 2024/2025” con la finalidad de evitar, reducir o mitigar la crítica condición de abastecimiento de energía para el período estival 2024/2025. 

“En los próximos días saldrán una serie de medidas para incentivar al máximo la generación. Las medidas se trabajan en conjunto con la distribución y la transmisión dentro del ámbito de CAMMESA, y también sacaremos un incentivo para la gestión de demanda de grandes usuarios industriales”, confirmó González. 

“Atenuará y mitigará los impactos en el corto plazo, este verano o el siguiente; pero al mismo tiempo tratamos de gestionar el largo plazo, normalizando el sector, dado que el marco regulatorio tiene más de 30 años y dentro de unos meses se realizará el tercer ajuste quinquenal de tarifas. Eso da una pauta de lo mal que funcionó con los distintos gobiernos”, complementó. 

Energía Estratégica accedió al borrador que está abordando la cartera energética nacional a cargo de Eduardo Rodríguez Chirillo, que propone diversos puntos para disminuir la posibilidad de electricidad: 

Intercambios energéticos (temporales e intertemporales) con otros países de la región.
Análisis de “otras formas alternativas de generación y almacenamiento”.
Remuneración adicional a las generadoras termoeléctricas y procedimiento de despacho de carácter excepcional de aquellas unidades que se encuentren próximas a finalizar su vida útil.
Fomento a nuevas inversiones destinadas a expandir el sistema de transmisión.
Acelerar las obras de transporte eléctrico en alta tensión y por distribución troncal que se encuentren con un avance igual o superior al 80%, con el objetivo de crear mecanismos que permitan su puesta en servicio comercial en el menor plazo posible. 
Promoción de la instalación de unidades de generación móviles (UGEMS) en las redes de distribución.
Compensación económica (USD x MWh) para Grandes Usuarios Mayores (GUMAS) dispuestos a cortar su consumo de energía en aquellos días de altas temperaturas,  siempre y cuando sus requerimientos máximos declarados sean mayores a 10 MW.
Control adecuado y fiscalización de los medidores inteligentes instalados.

Además de ello, el secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación aseguró que “pronto” el Poder Ejecutivo lanzará licitaciones para la expansión de las redes de transmisión a nivel nacional y retomará las convocatorias para la instalación de nueva potencia; aunque aún resta saber si ello será para proyectos térmicos hidrocarburíferos y gasíferos o si habrá una ventana de oportunidad para nuevos parques renovables. 

Como bien dijo @GAFrancosOk, los cortes programados que se evalúan dentro del Plan de Contingencia del verano 2024-2025, son voluntarios y para industrias. No para hogares. pic.twitter.com/rSyPGH3aii

— Eduardo R. Chirillo (@chirilloeduardo) September 24, 2024

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La Superintendencia de Electricidad (SIE) aprobó la Audiencia Pública del Reglamento de aplicación para la Prestación de los Servicios Auxiliares de Regulación de Frecuencia. Esta iniciativa expresada en la resolución SIE-091-2024 podrá marcar un hito en la regulación del sistema eléctrico de la República Dominicana, por lo que desde el sector privado siguen de cerca su avance y están atentos al anuncio de la fecha límite para realizar aportaciones.

Augusto Bello, gerente general de A&A Business Intelligence Group (AABI Group), señaló que esta regulación es clave para la integración de energías renovables en el sistema. En conversación con Energía Estratégica, Bello explicó que la resolución surge en respuesta al Decreto 523-23, emitido por el presidente Luis Abinader, que exige la modificación de los artículos vinculados a mejorar los servicios y facilitar una mayor penetración de energías renovables.

“La Superintendencia estuvo trabajando con técnicos internos, asesores externos y agentes del sector para socializar este reglamento, lo que consideramos como un muy buen primer paso para corregir distorsiones actuales y permitir una mayor integración de renovables a través del uso de baterías para la regulación de frecuencia”, señaló el ejecutivo de AABI Group.

Aunque la regulación introduce cambios que, a primera vista, parecen menores, Augusto Bello, quien fue director de Compras, Energía y Regulación de EDEEste, subraya que estos tendrán un impacto profundo en el mercado. El cambio más notable -observó- es la obligatoriedad de la regulación primaria de frecuencia para todos los agentes del sistema, contemplando un periodo de transición.

La implementación de baterías, ya sean de corriente continua (DC) o alterna (AC), será compensada con incentivos establecidos para la regulación de frecuencia. “Este aspecto es crucial, ya que promueve el uso masivo de baterías en el sistema para prestar servicios esenciales”, añadió.

Uno de los cambios más significativos es la eliminación del concepto de lucro cesante que, desde la óptica de Bello, en el pasado generaba distorsiones en la remuneración por regulación de frecuencia. “La nueva compensación está basada únicamente en el incentivo para sistemas de almacenamiento multiplicado por un margen asignado a cada generador. Antes, la diferencia entre el costo marginal y el costo variable creaba inequidades, permitiendo que generadores con costos variables más bajos recibieran mayor remuneración”, explicó.

Empresas como AES, ITABO, Dominican Power Partners (DPP) y Seaboard están avanzando en la incorporación de sistemas de almacenamiento en baterías. Bajo el esquema anterior, esas baterías eran compensadas en función del costo variable de la planta. Ahora bien, el gerente general de AABI Group cuestionó: “Yo siempre advertí que remunerar las baterías de esta forma era un error, porque beneficiaba más a las plantas con costos variables más bajos. Esta distorsión ahora se corrige con el nuevo reglamento”, afirmó Bello.

Si bien el avance en servicios auxiliares abre nuevas oportunidades de negocio en el mercado dominicano, desde el sector advierten que el sistema necesita más que solo regulación de frecuencia. “El sistema requiere ampliar los servicios suplementarios. Una misma batería de dos horas, como se establece en la resolución, puede utilizarse no solo para regular frecuencia, sino también para regular tensión, hacer arbitraje e incluso para arranque negro. Lamentablemente, aunque se aprobó esta resolución, el arranque negro seguirá dependiendo de las centrales hidroeléctricas, lo que limita el potencial de las baterías”, comentó Augusto Bello.

Disconformidad en algunos sectores

No todos los actores del sector están conformes con la nueva regulación, especialmente las empresas con generadoras hidroeléctricas que, al no tener costo variable o tener costo variable cero, antes recibían una remuneración basada en el costo marginal más un margen y con la nueva normativa dejarán de percibir estos montos. De igual forma, las empresas que ya tienen baterías instaladas también dejarán de recibir el lucro cesante, lo que podría generar quejas.

“En cuanto a las hidroeléctricas, creo que deberían recibir un trato diferente, ya que seguirán siendo responsables del arranque negro”, consideró Augusto Bello, gerente general de A&A Business Intelligence Group (AABI Group). 

Lo que sigue

Con la aprobación de la audiencia pública, el siguiente paso será la realización de la vista pública. Y, aunque aún hay que esperar la definición de una fecha por parte de la Superintendencia de Electricidad (SIE), las expectativas son de que se lleve a cabo este año. Todos los agentes del sector podrán presentar sus comentarios por escrito antes de ese evento.

Después de la vista pública, la SIE evaluará las aportaciones junto con su equipo y consultores, para luego emitir la versión final de la resolución. Una vez emitida, las empresas tendrán 30 días para recurrirla si no están de acuerdo. Si nadie la impugna, se convertirá en definitiva.

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La Contraloría General de la República (CGR) de Chile se pronunció sobre la decisión de la Comisión Nacional de Energía (CNE) de incluir una componente que recoja las fluctuaciones de los costos sistémicos en las Bases de Licitación de Suministro Eléctrico a Clientes Regulados 2023/01, señalando que esto “no altera las normas a los sujetos que deben asumir su pago”.

De este modo, el organismo contralor respondió a la solicitud presentada en abril por la Corporación Nacional de Consumidores y Usuarios (Conadecus) respecto de la juridicidad de las “Bases Definitivas de Licitación Pública Nacional e Internacional para el Suministro de Energía y Potencia Eléctrica para Abastecer los Consumos de Clientes Sometidos a Regulación de Precios, Licitación Suministro 2023/01”, cuyo texto refundido fue aprobado mediante la resolución exenta N° 47, de 2024, de la CNE.

Pronunciamiento

El requerimiento planteó que en dichas bases se incluyó la componente de “costos sistémicos” en la fórmula de indexación del precio de la energía, los cuales serían -según Conadecus- asumidos por los consumidores finales en lugar de las empresas generadoras. Sin embargo, el pronunciamiento de la CGR ratificó la legalidad de la actuación de la CNE al definir las bases.

“Como es posible advertir, la LGSE faculta a la CNE para definir en las bases de licitación las fórmulas de indexación conforme a las cuales se reajustarán los precios de nudo de largo plazo de energía y potencia que se obtengan como resultado de aquel certamen, que concluye con la suscripción de un contrato de suministro entre la concesionaria de distribución y su suministrador”, sostiene el pronunciamiento.

En su análisis y conclusiones, la CGR establece que la inclusión de una componente que recoja la fluctuación de costos sistémicos, por un periodo determinado de tiempo, se enmarca dentro de las facultades que la Ley entrega a la CNE “para definir en dichas bases las fórmulas con arreglo a las cuales se reajustará el precio de nudo de largo plazo de la energía”.

Además, el pronunciamiento señala que no se advierte que las Bases de Licitación 2023/01 “alteren los sujetos que deben asumir el pago de tales costos -singularizados en las normas legales y reglamentarias precedentemente transcritas-, los que siguen siendo los obligados a efectuar esos pagos”.

“En mérito de lo expuesto, y teniendo presente además que la inclusión, en la fórmula de que se trata, de una componente que recoja las fluctuaciones de los costos sistémicos durante la vigencia del contrato, aparece suficientemente fundada en su informe, en el marco de la competencia de la CNE, se rechaza la reclamación planteada”, puntualizó la Contraloría.

La respuesta del organismo contralor fue valorada por el Secretario Ejecutivo de la CNE, Marco Mancilla, por cuanto ratifica la legalidad de la actuación de la CNE al definir el contenido de las Bases de Licitación 2023/01, habiendo esta obrado dentro de sus facultades en cuanto a la determinación de la fórmula de indexación del precio de la energía.

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, Proinversión proyectó inversiones para la generación de energías limpias en Arequipa que superan los 5 billones de dólares, más del 60% del monto total de inversiones adjudicadas en el Perú para el 2024.

Teniendo en cuenta este potencial, cada vez más stakeholders tanto públicos como privados exploran las oportunidades que existen en la región peruana para montar proyectos renovables.

En diálogo con este medio, Luis Núñez Torrres, Diseñador de planeamiento estratégico reveló que INVEMA se ofreció a financiar y construir 3 plantas hidroeléctricas desalinizadoras en el departamento de Arequipa en unos 3 a 5 años a través de un contrato o PPA a largo plazo de empresas públicas o privadas, que le aseguren la compra del agua y de la electricidad que producirán las plantas.

Según el experto, cada planta está diseñada para generar 2 mil megavatios de energía es 100% renovable y costarían cerca de 4 mil millones de dólares, tomando como referencia una planta similar que construyó “Minera la Escondida” en Chile.

Se trata de un nuevo modelo de hidroeléctrica submarina que usa la energía potencial de las olas y de las corrientes marinas para producir grandes cantidades de electricidad a tarifas de venta muy bajas.

Con la electricidad generada, se hierve el agua de mar que al transformarse en vapor, se separa de la sal. Este nuevo tipo de desalinizadora tiene la ventaja competitiva de que puede enviar el vapor mediante tuberías a zonas que se encuentran a más de 100 kilómetros en la sierra, donde se emplearía para generar electricidad en una central termoeléctrica, luego se procede a enfriar dicho vapor, con lo que se obtiene agua pura.

El caudal de agua se utiliza para generar electricidad en una central hidroeléctrica, lo que permite recuperar gran parte de la electricidad que se usó en desalinizar el agua de mar. Esto reduce enormemente los gastos operativos, que se traducen en tarifas eléctricas de venta más bajas.

“La venta de la sal es un Activo Estratégico, que reduciría significativamente los precios del agua y de la electricidad. Con esto se resolvería el principal problema que afronta actualmente el hidrógeno verde, que es el alto precio de la electricidad que se requiere para producirlo de manera rentable”, explica.

De acuerdo al ejecutivo, la propuesta de la Gerencia de Inversión Privada del Gobierno Regional de Arequipa hecha a INVEMA contempla producir combustibles sintéticos. Al mezclar hidrógeno con dióxido de carbono que se capturaría de la atmósfera, se pueden producir combustibles ecológicos o e-fuels (petróleo, gasolina, gas).

Una de las plantas que se construirá en la provincia de Camaná, podría abastecer con 182 millones de metros cúbicos anuales al Proyecto Majes-Siguas II, con lo que se podría irrigar 60.000 hectáreas.

La segunda planta, se construirá en la provincia de Islay, con lo que se plantea irrigar 150.000 hectáreas para sembrar maíz, para producir 900.000 toneladas de bioplástico.

“Con la producción de hidrógeno verde se producirían fertilizantes sintéticos en lugar de usar el gas de Camisea cuyas reservas se acabarán en el 2040. Esta irrigación crearía una ciudad de 1.4 millones de habitantes, generaría cerca de 900.000 empleos directos e indirectos. De esta forma, Arequipa sería un modelo piloto, que se podría replicar desde Tumbes hasta Tacna y la falta de agua será cosa del pasado”, afirma.

El costo actual de producción es de unos 8 dólares por kilo de hidrógeno, y se calcula que podría ser competitivo a partir de los 2.5 dólares. Según Nuñez, la meta es que este nuevo tipo de hidroeléctricas submarinas logren vender a un precio altamente competitivo.

“Las hidroeléctricas submarinas cuentan con una gran ventaja competitiva sobre otras fuentes renovables; funcionan las 24 horas del día, los 365 días del año, a diferencia de la energía solar que solo funciona de día, la energía eólica 265 días efectivos aproximados al año, o las hidroeléctricas que reducen su producción en tiempos de sequía”, argumenta.

“Teniendo en cuenta todos estos factores, el precio del hidrógeno verde que pueden producir, podría lograr el precio de venta de un dólar el kilo de hidrógeno verde, que sería el más bajo del mundo”, concluye.

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El Congreso de la República ha agendado para su debate y aprobación el dictamen en mayoría que recoge la propuesta del Poder Ejecutivo para modificar la Ley 28832 (PL4565/PE), con el objetivo de abrir la competencia en el sector eléctrico y permitir que los bajos costos de las energías renovables se trasladen a los usuarios finales.

Según estimaciones de OSINERGMIN, de no implementarse estas modificaciones, el país se enfrentaría a un incremento permanente y constante de las tarifas eléctricas, afectando a más de 34 millones de peruanos.

Uno de los puntos centrales del dictamen según el ente regulador es la posibilidad de reducir hasta en 16% el costo promedio de generación eléctrica lo que beneficiará directamente a los hogares, pequeñas y medianas empresas (MYPE y PYMES) del país.

Actualmente, el costo de generación de electricidad que pagan las familias peruanas es hasta un 60% mayor que el de grandes consumidores como las empresas mineras. Otro de los beneficios de estas medidas será la descentralización de la generación eléctrica, hoy concentrada en más del 80% en Lima y el centro del país.

Regiones como Arequipa, que tienen un importante desarrollo industrial y abundantes recursos renovables, continúan importando energía desde el centro del país. La diversificación de la matriz eléctrica es una prioridad del dictamen en mayoría.

Actualmente, Perú depende en más del 90% de solo dos tecnologías: plantas hidroeléctricas, vulnerables a las sequías y el cambio climático, y plantas térmicas que funcionan con gas natural, un recurso del cual, según el Ministerio de Energía y Minas, solo nos quedan reservas probadas para 16 años.

Esta concentración pone en riesgo la seguridad energética del país y dificulta la electrificación de sectores, como el transporte y la minería que requieren disminuir sus emisiones de gases de efecto invernadero. El impulso a las energías renovables, como la solar y la eólica, es fundamental en esta propuesta.

Estas fuentes de energía ya son las más económicas tanto en el Perú como en el ámbito mundial, con costos por megavatio-hora (MWh) por debajo de los 30 dólares, sin necesidad de subsidios.

El dictamen en mayoría que elimina las barreras regulatorias que impiden el desarrollo de las energías renovables en condiciones de competencia, impulsará inversiones por hasta 20,000 millones de dólares en diversas regiones del país, creando miles de empleos directos e indirectos.

Las modificaciones propuestas por el Poder Ejecutivo se basa en las conclusiones y recomendaciones de la comisión multisectorial de reforma del sector eléctrico que contó con la participación de especialistas e instituciones nacionales e internacionales de reconocido prestigio y experiencia en mercados eléctricos.

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JinkoSolar Holding Co., Ltd. (la «Compañía» o «JinkoSolar») (NYSE: JKS), uno de los mayores y más innovadores fabricantes de módulos solares del mundo, anunció hoy que su principal filial operativa, Jinko Solar Co., Ltd., participará en la Semana del Clima de Nueva York 2024, donde lanzarán oficialmente la versión en inglés de su primer Libro Blanco sobre el Clima.

Este informe integral detalla su compromiso con la sostenibilidad, estrategias innovadoras para reducir las emisiones de carbono y pasos concretos hacia un futuro más verde y resiliente.

Como uno de los líderes en la lucha contra el cambio climático, JinkoSolar se ha dedicado a alinear sus operaciones con los objetivos climáticos globales.

Descargar informe: https://www.jinkosolar.com/en/site/responsibility

El nuevo Libro Blanco no solo resalta los avances que la empresa ha logrado, sino que también identifica nuevas oportunidades en los sectores de energía fotovoltaica (PV) y sistemas de almacenamiento de energía (BESS) para colaborar con diversas industrias y acelerar la descarbonización.

Además, como miembro del Consejo Global de la Energía Solar, Jinko Solar Co., Ltd. se siente honrado de formar parte de la Mesa Redonda Financiera, donde junto al Consejo Global de Energía Solar, coorganizarán discusiones sobre la reducción de costos en la energía solar fotovoltaica.

Esta mesa redonda reunirá a bancos de desarrollo y comerciales, expertos del sector, responsables políticos y líderes empresariales para moldear el futuro de la acción climática. La participación activa de JinkoSolar subraya su creencia firme de que abordar la crisis climática requiere acciones audaces y decisivas en conjunto con actores financieros.

JinkoSolar espera continuar liderando en los campos de bancabilidad y sostenibilidad, impulsando cambios significativos en el esfuerzo global por combatir el cambio climático.

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República Dominicana continúa trabajando en pos del fortalecimiento del subsector eléctrico. Durante este mes, la Superintendencia de Electricidad (SIE) fue publicando una seguidilla de resoluciones en las que aprueba las convocatorias a audiencias públicas para conocer propuestas vinculadas a nuevas regulaciones. 

Hasta la fecha, más de cinco iniciativas impactarían de manera directa e indirecta a las energías renovables al estar alineadas al Decreto 03-24 del presidente Luis Abinader que declara de alto interés nacional la promoción y desarrollo de proyectos eléctricos en el territorio dominicano, con el objetivo de satisfacer la creciente demanda de electricidad y garantizar la estabilidad del servicio a nivel nacional.

Esto que fue interpretado por la iniciativa privada como una señal positiva de la actual administración para continuar con sus inversiones en energía solar y eólica, con o sin baterías. 

““Realmente, son importantes todas estas modificaciones que se están haciendo porque son reglamentos que se emitieron hace muchos años y la dinámica principalmente en el mercado ha cambiado”, introdujo Augusto Bello, gerente general de A&A Business Intelligence Group (AABI Group). 

Y valoró: “A modo general, nosotros vemos que es un muy buen primer paso el que se está dando, que viene a corregir algunas distorsiones que hay hoy día, también la nueva regulación dará paso a una mayor integración de renovables”.

¿Cuáles son los avances regulatorios? Entre las resoluciones emitidas este mes por la SIE, el referente del mercado destacó aquellas destinadas a generación distribuida y usuarios no regulados. 

“Todas apuntan justamente a las renovables. Por ejemplo, los usuarios no regulados instalan paneles e inyectan hacia la red pero, bajo la 5707 actual, la energía se iría a transar a precio del mercado spot; ahora mismo, estas modificaciones que se están haciendo al reglamento definen claramente cuál va a ser el tratamiento de esas inyecciones que tengan los usuarios”, expresó el referente de AABI Group. 

Pero aquello no sería todo. También se registran avances para servicios auxiliares para la regulación de frecuencia, la actualización del código eléctrico y de requisitos para la puesta en servicio de obras eléctricas. Todas estas se pueden revisar en detalle, en el sitio de la SIE: 

SIE-097-2024-MEM: Aprobación de Audiencia Pública “Reglamento que fija el Mecanismo de Venta de Excedentes para las Instalaciones de Autoproducción de Energía Renovable en el Régimen Especial” 
SIE-096-2024-MEM: Aprobación de Audiencia Pública para conocer la propuesta de modificación del “Reglamento de Autorización y Ejercicio Condición Usuario no Regulado” 
SIE-095-2024-MEM : Aprobación de Audiencia Pública para conocer la propuesta de modificación del “Reglamento de Autorización de Puesta en Servicio de Obras Eléctricas en el SENI” 
SIE-094-2024-REG: Aprobación de Audiencia Pública “Actualización del Código Eléctrico Nacional de la República Dominicana”
SIE-091-2024-MEM: Aprobación de Audiencia Pública Reglamento de aplicación para la Prestación de los Servicios Auxiliares de Regulación de Frecuencia.
SIE-090-2024-REG: Aprobación de Audiencia Pública Reglamento para la Aprobación, Interconexión y Operación de Instalaciones de Generación Distribuida de Energía.

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El presidente de Paraguay, Santiago Peña, firmó el Decreto Nº 2553/24 por el cual se aprueba la nueva Política Energética Nacional con vistas al 2050. Herramienta fundamental para el desarrollo del país y que deroga el anterior Decreto N° 6092/2016

Según informaron desde el Poder Ejecutivo, la nueva Política Energética contará con más de 300 objetivos y se implementará en tres fases: corto plazo hasta 2028, mediano plazo hasta 2035 y largo plazo hasta 2050.

“El decreto ya está firmado y pronto se publicará en la página web oficial de la Presidencia de la República, donde apuntaremos fuertemente a la utilización de los recursos naturales para generación de energía eléctrica y diversificar la matriz, independientemente de la apuesta a las centrales hidroeléctricas”, aseguró Mauricio Bejarano, viceministro de Minas y Energía de Paraguay, en conversación con Energía Estratégica. 

Y entre los objetivos principales se destacan la consolidación de una matriz más diversificada, el fomento a las renovables, reducción del consumo de hidrocarburos y el aumento de la inserción de energía eléctrica. 

Además, se busca introducir la utilización de combustibles derivados del hidrógeno, implementar medidas de eficiencia energética, avanzar en la integración energética regional y fortalecer el marco institucional y las empresas estatales del sector.

“Servirá para atender a todo el sector energético, buscando la utilización de los recursos naturales, la industrialización del país y la atención a los consumidores a partir de una mayor calidad de energía a un precio asequible al que estamos acostumbrados”, declaró el viceministro de Minas y Energía de Paraguay. 

Por tal motivo es que se buscará dar continuidad a la ley de fomento a las energías renovables no convencionales no hidráulicas (Ley N° 6977/2023), que permite que la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) suscriba contratos PPA a largo plazo con nuevos generadores, como también que los usuarios inyecten sus excedentes de energía al sistema.

También se busca introducir la utilización de combustibles derivados del hidrógeno, implementar medidas de eficiencia energética, avanzar en la integración energética regional y fortalecer el marco institucional y las empresas estatales del sector.

“Incluso estamos construyendo el marco normativo para hacer realidad todas las metas trazadas, a la par que está en proceso la Estrategia Energética para el corto plazo, a cuatro años, para la introducción de nuevas fuentes a la matriz. Hecho que para un sistema como el de Paraguay tiene una dinámica compleja, pero sabemos que encontraremos una solución”, subrayó Bejarano. 

“El objetivo es hacer más ágil y dinámico el desarrollo de las renovables, sobre todo la tecnología fotovoltaica, además que la biomasa tiene su propio movimiento a partir de la co-generación y por tal motivo tendrá una modificación regulatoria que le permitirá generar energía eléctrica y no sólo térmica en un futuro cercano”, aclaró. 

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En los últimos años, la Autoridad de los Servicios Públicos (ASEP) ha emitido diversas resoluciones que buscan integrar los sistemas de almacenamiento de energía en la normativa panameña. Esto fue bien visto por la iniciativa privada. 

Desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES), su vicepresidente Félix Eugenio Moulanier, destacó dos resoluciones clave aprobadas en 2024: «Una es la incorporación de los sistemas de almacenamiento en el sistema de transmisión, que viene siendo la resolución 19.248 de mayo del 2024», introdujo. Esta normativa tiene como objetivo incluir los sistemas de almacenamiento en el plan de expansión de la red de transmisión, lo que permitiría mejorar la estabilidad de la red, minimizar riesgos de contingencia y aliviar congestiones.

La otra regulación es la 19.112 aprobada en abril del 2024, que modifica las reglas comerciales del mercado mayorista para incorporar estos sistemas a las centrales de generación renovable. De acuerdo con el referente de CAPES, esto permite que las plantas solares y eólicas integren baterías a su operación, fortaleciendo la capacidad de estas fuentes para gestionar la intermitencia en la generación.

No obstante, uno de los mayores obstáculos parte desde la Ley 6 de 1997, que regula el sector eléctrico en Panamá. «La regulación tiene ciertos límites en derecho», explicó Félix Moulanier, al referirse a la jerarquía definida en la pirámide de Kelsen, en la que las leyes tienen mayor peso que las resoluciones. La Ley 6 define a las generadoras, comercializadoras, distribuidoras y la empresa de transmisión como agentes de mercado. Sin embargo, «no incluye a los sistemas de almacenamiento», subrayó.

Esta omisión tiene consecuencias directas para los inversores interesados en desarrollar proyectos de almacenamiento de energía independientes, conocidos como «stand alone». Según Moulanier, «cuando no se incluyen los sistemas de almacenamiento como un agente de mercado, esto le impide al inversionista realizar transacciones en el mercado ocasional o firmar contratos con otros agentes». Además, sin la capacidad de formalizar contratos, es difícil garantizar a los bancos que las inversiones en estos sistemas tendrán un retorno seguro.

El vicepresidente de CAPES afirmó que, hasta la fecha, «no existe en Panamá un proyecto de sistema de almacenamiento de energía stand alone». Aunque el potencial está presente, los sistemas de almacenamiento sólo se conciben actualmente como parte de plantas de generación renovable, como las solares y eólicas. 

A pesar de estos desafíos, el referente cree que las baterías tienen un papel fundamental en el futuro energético del país: «Con el potencial que tiene Panamá en irradiación solar y en energía eólica, podríamos tener producción de energía renovable respaldada con plantas de almacenamiento», indicó. Estas baterías no solo ayudarían a acumular la energía generada, sino que también podrían contribuir a la descongestión de la red eléctrica.

Actualmente, Panamá está en proceso de construir una cuarta línea de transmisión para satisfacer la creciente demanda de energía. No obstante, Félix Moulanier señaló que «los sistemas de almacenamiento vendrían a reducir costos de inversión en la red de transmisión y brindar servicios a los sistemas de distribución».

Con la integración de las baterías en la regulación, los proyectos de almacenamiento podrían convertirse en un pilar clave para mejorar la eficiencia energética del país. Sin embargo, Moulanier insistió en que lo que falta son «definir los procedimientos» necesarios para hacer operativos estos avances.

El marco regulatorio actual permite que los inversionistas que operan plantas fotovoltaicas soliciten a ASEP la modificación de sus licencias para incorporar sistemas de almacenamiento en sus operaciones. «Estos son avances importantes», reconoció el vicepresidente de CAPES, pero enfatizó que los verdaderos retos están a nivel de ley.

Para que los proyectos de almacenamiento sean viables, el referente del sector solar señaló que el gobierno debe ir más allá de definir políticas. «El gobierno tiene que meterle un empuje importante a lo que son incentivos», afirmó. Desde su óptica, es crucial generar confianza en el sistema financiero para que participe en proyectos de almacenamiento, así como definir de manera clara la remuneración de estos sistemas dentro del marco regulatorio.

Por lo pronto, Félix Moulanier destacó la voluntad del nuevo secretario de Energía para impulsar cambios importantes en la Ley 6 de 1997: «Existe la iniciativa y la disposición en crear cambios para tener una matriz energética más eficiente». 

El contexto panameño marca la urgencia de la diversificación  

Panamá utiliza el agua dulce con tres fines prioritarios, para el consumo humano, para el paso de barcos en el canal de Panamá y para la generación de energía eléctrica. 

Con el paso del fenómeno del Niño, la escasez de agua ha puesto en evidencia la urgencia de una gestión del recurso más óptima y sostenible de manera que su uso más vital no disminuya. 

En respuesta, el Canal de Panamá ya tuvo que optar por restricciones al transporte marítimo para disminuir el uso de agua de ríos y de lluvia acumulada que el fenómeno del Niño ha restringido, para su sistema de paso de barcos. 

Desde el sector eléctrico evalúan como solución de largo plazo la incorporación de baterías y diversificación de su matriz para no depender y ni acaparar tal recurso. 

“Los sistemas de almacenamiento de energía por medio de batería ya se están volviendo una necesidad”, consideró Félix Eugenio Moulanier, vicepresidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES). 

Y concluyó: “Hemos visto que Costa Rica y Honduras tuvieron restricciones importantes en estos últimos meses en cuanto a la generación de energía por la falta de agua. Nosotros sabemos ya como panameños que no podemos seguir dependiendo de una sola fuente de generación de energía que utilizamos en gran medida para suplir nuestra demanda. 

Tenemos distintas fuentes generaciones, nos estamos convirtiendo en un hub de gas natural y demás, pero en Panamá tenemos un potencial importante en irradiación solar, tenemos buenos vientos por ser un país que tiene costas en ambos océanos, en el litoral del Atlántico y en el Pacífico, y si utilizamos ese potencial no solamente para usar la energía en tiempo real, sino también para poder hacer uso de esa energía y almacenarla cuando tengamos excedente para usarla cuando nos haga falta, podríamos tener una matriz energética más sostenible”.  

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, Proinversión proyectó inversiones para la generación de energías limpias en Arequipa que superan los 5 billones de dólares, más del 60% del monto total de inversiones adjudicadas en el Perú para el 2024.

Teniendo en cuenta este potencial, cada vez más stakeholders tanto públicos como privados exploran las oportunidades que existen en la región peruana para montar proyectos renovables.

En diálogo con este medio, Luis Núñez Torrres, Diseñador de planeamiento estratégico reveló que INVEMA se ofreció a financiar y construir 3 plantas hidroeléctricas desalinizadoras en el departamento de Arequipa en unos 3 a 5 años a través de un contrato o PPA a largo plazo de empresas públicas o privadas, que le aseguren la compra del agua y de la electricidad que producirán las plantas.

Según el experto, cada planta está diseñada para generar 2 mil megavatios de energía es 100% renovable y costarían cerca de 4 mil millones de dólares, tomando como referencia una planta similar que construyó “Minera la Escondida” en Chile.

Se trata de un nuevo modelo de hidroeléctrica submarina que usa la energía potencial de las olas y de las corrientes marinas para producir grandes cantidades de electricidad a tarifas de venta muy bajas.

Con la electricidad generada, se hierve el agua de mar que al transformarse en vapor, se separa de la sal. Este nuevo tipo de desalinizadora tiene la ventaja competitiva de que puede enviar el vapor mediante tuberías a zonas que se encuentran a más de 100 kilómetros en la sierra, donde se emplearía para generar electricidad en una central termoeléctrica, luego se procede a enfriar dicho vapor, con lo que se obtiene agua pura.

El caudal de agua se utiliza para generar electricidad en una central hidroeléctrica, lo que permite recuperar gran parte de la electricidad que se usó en desalinizar el agua de mar. Esto reduce enormemente los gastos operativos, que se traducen en tarifas eléctricas de venta más bajas.

“La venta de la sal es un Activo Estratégico, que reduciría significativamente los precios del agua y de la electricidad. Con esto se resolvería el principal problema que afronta actualmente el hidrógeno verde, que es el alto precio de la electricidad que se requiere para producirlo de manera rentable”, explica.

De acuerdo al ejecutivo, la propuesta de la Gerencia de Inversión Privada del Gobierno Regional de Arequipa hecha a INVEMA contempla producir combustibles sintéticos. Al mezclar hidrógeno con dióxido de carbono que se capturaría de la atmósfera, se pueden producir combustibles ecológicos o e-fuels (petróleo, gasolina, gas).

Una de las plantas que se construirá en la provincia de Camaná, podría abastecer con 182 millones de metros cúbicos anuales al Proyecto Majes-Siguas II, con lo que se podría irrigar 60.000 hectáreas.

La segunda planta, se construirá en la provincia de Islay, con lo que se plantea irrigar 150.000 hectáreas para sembrar maíz, para producir 900.000 toneladas de bioplástico.

“Con la producción de hidrógeno verde se producirían fertilizantes sintéticos en lugar de usar el gas de Camisea cuyas reservas se acabarán en el 2040. Esta irrigación crearía una ciudad de 1.4 millones de habitantes, generaría cerca de 900.000 empleos directos e indirectos. De esta forma, Arequipa sería un modelo piloto, que se podría replicar desde Tumbes hasta Tacna y la falta de agua será cosa del pasado”, afirma.

El costo actual de producción es de unos 8 dólares por kilo de hidrógeno, y se calcula que podría ser competitivo a partir de los 2.5 dólares. Según Nuñez, la meta es que este nuevo tipo de hidroeléctricas submarinas logren vender a un precio altamente competitivo.

“Las hidroeléctricas submarinas cuentan con una gran ventaja competitiva sobre otras fuentes renovables; funcionan las 24 horas del día, los 365 días del año, a diferencia de la energía solar que solo funciona de día, la energía eólica 265 días efectivos aproximados al año, o las hidroeléctricas que reducen su producción en tiempos de sequía”, argumenta.

“Teniendo en cuenta todos estos factores, el precio del hidrógeno verde que pueden producir, podría lograr el precio de venta de un dólar el kilo de hidrógeno verde, que sería el más bajo del mundo”, concluye.

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La transición energética global está en curso y su magnitud será un catalizador para reconfigurar la economía mundial. Argentina no está exenta de esto, y es por ello que resulta estratégico asumir el desafío de diseñar un futuro con energía segura, equitativa y limpia, aprovechando las oportunidades que ofrecen las energías renovables.

Por tal motivo es que el próximo martes 1 de octubre se llevará a cabo la jornada “Energías renovables en Argentina: desafíos y oportunidades en el contexto de la transición energética global”, organizada por el Centro Comercial e Industrial de Rafaela y la Región (CCIR) junto a la colaboración de Oscar Balestro, presidente de Emprendimientos Energéticos y Desarrollos SA (EEDSA). 

El evento, del cual Energía Estratégica será media partner, tendrá lugar de 10 a 17 horas en el SUM del CCIR y reunirá a autoridades de la provincia de Santa Fe y representantes de empresas vinculadas con la eficiencia energética y las renovables a nivel nacional, quienes abordarán las principales medidas para lograr una matriz energética más limpia y la importancia estratégica de fijar una hoja de ruta que brinde visibilidad de largo plazo.

“Entendemos que la transición energética que se atraviesa a nivel global, y Argentina en particular con el nuevo cambio de gestión, representa un montón de desafíos y oportunidades. Sumado a que hay empresas que integran la cadena de valor de varios ejes que involucran a las renovables”, manifestó Ivan Acosta, director general del CCIR. 

“Incluso muchos de ellos son grandes consumidores de energía y contratan renovables, requieren diversificar su matriz y piensan en inversiones, como también hay proveedoras de equipamiento, proyectos llave en mano, generadoras y otros de servicios y soluciones del ecosistema energético”, agregó en diálogo con este portal de noticias. 

El CCIR propondrá un espacio de networking junto a todas las partes de la cadena de valor en pos de generar vínculos y negocios que fortalezcan tanto al rubro energético como al sector comercial e industrial de Rafaela y la región. 

La jornada tendrá presentaciones por parte de Gabriela Guzzo, gerente comercial senior de Genneia; Nestor Rejas, gerente de Ventas y Marketing de YPF Solar; Martín Dapelo, presidente de ON Networking Business; Marcelo Álvarez, director de Coral Energía; Horacio Pinasco, presidente de Tecnored Energía; Juan Carlos Villalonga, presidente de Globe International; y Verónica Geese, secretaria de Energía del Gobierno de Santa Fe.

Acto seguido, los referentes mencionados participarán de dos paneles de debate en los que el foco estará puesto en los desafíos, oportunidades, ventajas y beneficios que presenta la transición energética, como también en las políticas públicas del gobierno provincial de Santa Fe y su sinergia con los actores a nivel nacional. 

“La provincia de Santa Fe está con una decisión política de apoyar esto y la vinculación con el sector, hecho que es positivo. Por lo que la presencia de la Secretaría de Energía provincial posiblemente ayude a identificar nuevas políticas públicas que retroalimenten el sistema”, subrayó Acosta. 

“Hay interés y sensación de que se abren muchas oportunidades. A tal punto que esperamos entre 40 y 50 personas, pensando en el perfil de los socios del Centro Comercial e Industrial de Rafaela y la Región y las zonas cercanas”, concluyó. 

¿Cómo inscribirse?

La jornada denominada “Energías renovables en Argentina: desafíos y oportunidades en el contexto de la transición energética global” es abierta a todo público, y posee un costo de $50.000; aunque los socios del CCIRR tienen un 15% de descuento sobre este valor.

Quienes deseen participar, deben completar el formulario de inscripción. Mientras que aquellas personas interesadas en consultas adicionales pueden canalizarlas a través de un mail a ivan.acosta@ccirr.org.ar.

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Huawei, proveedor líder de productos y soluciones fotovoltaicas inteligentes con más de 30 años de experiencia, fue una de las grandes compañías que acompañó el mega evento FES Caribe, organizado por Future Energy Summit. 

Alfonso Bonilla, solution manager de Centroamérica y el Caribe de Huawei FusionSolar, participó del ciclo “Entrevistas con Líderes” de FES y reveló las principales ventajas de las soluciones que ofrece el gigante tecnológico global para la seguridad en las instalaciones solares y de almacenamiento, como así también las perspectivas del cierre del 2024 y los nuevos objetivos del 2025. 

“Gracias a que tenemos más del 50% del personal en Huawei enfocado en investigación y desarrollo, pudimos introducir tecnologías como la detección de falla de arco, el apagado rápido a través de los optimizadores y diferentes sistemas de seguridad para los inversores comerciales-industriales”, explicó. 

“Tenemos diferentes niveles de seguridad, como por ejemplo la detección automática de la temperatura de los conectores en los inversores comerciales – industriales SUN2000/5000-150K-MG0. Sumado a que contamos con un sistema de optimizadores por cada uno de los paquetes de baterías, que nos permitirá saber el estado de voltaje y corriente en las celdas de la batería ” detalló. 

Sea cual sea el caso, desde Huawei se han enfocado en soluciones integrales que ataquen los problemas y dificultades de los clientes, más que solo ofrecer productos innovadores que se adapten a las necesidades específicas de cada país, estudiando la demanda o un pronóstico de uso energético estudiando los patrones de los usuarios finales.

“También podemos abordar diferentes beneficios en el tema de seguridad en todos los niveles, tanto sobre el techo como bajo el techo. Incluso podemos tener una gestión completa y eficiente de todos los equipos conectados al sistema FusionSolar de Huawei, agregando la inteligencia artificial, el internet de las cosas y señales remotas con total precisión”, complementó Bonilla.

Asimismo, la compañía se centra en brindar una relación y servicio constante con el cliente, acompañando y orientando respecto a las soluciones y las tendencias de los sistemas fotovoltaicos y del almacenamiento de energía. 

¿De qué manera? Por ejemplo, su servicio post venta se enfoca en tener recambio local, pero también orientación técnica a través de foros, vídeos y capacitaciones. Por ende, cuando el cliente adquiere una de las soluciones Huawei adquiere un producto y una atención personalizada a través de los años.

Mientras que, a futuro, Huawei busca que las micro redes inteligentes sean palpables en la región de Centroamérica y el Caribe mediante soluciones de almacenamiento que permitirán tener voltaje y frecuencia estable para que los sistemas de inversores solares puedan seguir funcionando cuando no hay red. 

“Además, queremos añadir más productos importantes y esenciales para el sistema, como son los Smart Power Plant Controllers (SPPC), el cual nos permitirá sacar  el máximo provecho a las soluciones de almacenamiento e inversores, con un sistema de comunicación vanguardista e inteligente que pueda recibir señales remotas y tener acciones rápidas”, mencionó el solution manager de Centroamérica y el Caribe de Huawei FusionSolar. 

“Bajo ese contexto, Huawei traerá el próximo año una nueva solución de 4.5 MWh. Será un contenedor de 20 pies que mejora la densidad de energía a través de baterías de litio con un sistema novedoso, incluyendo diferentes niveles de seguridad, como extinción de incendio, gas retardante de fuego, optimizadores por cada paquete y un sistema de enfriamiento líquido,  el cual nos permitirá tener ese desempeño mejorado del sistema de almacenamiento”, reveló. 

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El Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) de Brasil dio a conocer seis temas regulatorios prioritarios en la agenda que abordará en lo que resta del 2024, entre los que incluyó normativas vinculadas al almacenamiento de energía, la generación distribuida y servicios auxiliares para la gestión del SEN. 

La propuesta del modelo regulatorio del ONS es promover, de manera anticipada, discusiones integradas con agentes e instituciones con el objetivo de contribuir a la modernización y sostenibilidad del sector.

En cuanto al storage se pretende trabajar junto a la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) en la regulación de los sistemas de almacenamiento en baterías (BESS) y de las centrales hidroeléctricas reversibles (UHR) en sus diversas aplicaciones. 

El foco estará puesto en los requisitos de conexión al Sistema Interconectado Nacional (SIN), procesos de integración y las reglas de planificación, programación, operación en tiempo real y post-operación.

El tema toma gran relevancia en esta momento ya que el Ministerio de Minas y Energía de Brasil prepara una nueva subasta de reserva de capacidad para el 2025 en la que podrán participar los sistemas de almacenamiento con baterías y las hidroeléctricas reversibles. 

Además, aún está por definirse la participación de dichas tecnologías en la subasta de reserva de capacidad del 2024 (en forma de potencia), considerando que está en estudio la convocatoria tras la consulta pública correspondiente, donde el 15% de las observaciones fueron sobre el storage. 

Pero de mantenerse el cronograma original, la licitación de reserva de capacidad del 2024 debería llevarse a cabo en este segundo semestre del año. Y se prevé que la inclusión de los sistemas de baterías podría acarrear la oferta de más de 1,5 GWh de proyectos de esa índole. 

Por otro lado, diversas especificaciones sobre los recursos energéticos distribuidos también será prioridad para el Operador Nacional del Sistema Eléctrico de Brasil, donde analizará cuestiones regulatorias sobre los proyectos comunitarios o remotos de más de 500 kW instalados (la ley permite hasta 5 MW por proyecto).

Así como también los nuevos roles y responsabilidades para los operadores, en pos de mejorar la previsión y la carga global de la generación de micro y mini generación distribuida a partir de la validación con datos verificables.

Y cabe recordar que, a mediados del corriente año, el ONS vaticinó que habrá más de 82 GW eólicos y solares centralizados hacia el 2028 (en una matriz de alrededor de 276 GW); mientras que la GD llegaría a 45 GW. 

Pero como también se requerirán nuevas obras de infraestructura eléctrica para atender la carga y flujo de generación. Y por tanto, el ONS identificó 456 proyectos necesarios para garantizar la operación dentro de los criterios establecidos en los procedimientos de red durante los próximos años, entre ellos algunos emprendimientos de almacenamiento. 

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DAS Solar, líder en tecnología fotovoltaica de tipo N, organizó con éxito el evento de lanzamiento de nuevos productos y día del cliente en Japón en Tokio, donde la empresa exhibe sus últimos módulos livianos diseñados específicamente para el mercado japonés. El evento contó con la participación de líderes clave de la industria, incluido el presidente y director general de DAS Solar, el Sr. Yong Liu, el presidente de Denkosha, el Sr. Nakajima, y ​​el director general de Seika Corporation, el Sr. Sakurai, entre otros distinguidos invitados y socios.

Los recursos de tierra de Japón son relativamente limitados y el mercado de tejados se ha convertido gradualmente en un punto de interés para la inversión solar. Durante el evento, el Sr. Ishihara, director del departamento de ventas de Denkosha, presentó la iniciativa «solar flexible G+» diseñada para ofrecer soluciones solares para tejados con limitaciones de peso o forma. Denkosha desarrolla métodos de instalación especializados para estas estructuras únicas, dedicados a promover sistemas seguros y confiables que duren más de 20 años.

El Sr. Takahashi, director del departamento de ventas de Seika Corporation, elogió los módulos con marco liviano de DAS Solar diseñados para clientes con capacidad de carga limitada. Estos módulos, que ya se están instalando en proyectos comerciales, se consideran una solución clave para el ahorro energético y la reducción de emisiones, contribuyendo a los objetivos de descarbonización de Japón.

En ese contexto, los nuevos módulos ligeros de DAS Solar atraen una atención considerable de los asistentes. A medida que Japón continúa priorizando los proyectos de energía solar en azoteas para cumplir sus objetivos de neutralidad de carbono para 2050, la demanda de módulos ligeros y eficientes está en aumento. La serie ligera de DAS Solar aborda estas necesidades del mercado al ofrecer módulos que son más del 50 % más ligeros que los modelos tradicionales, lo que los hace ideales para azoteas con capacidad de carga limitada. Por ejemplo, el módulo ligero de media celda con marco de 475 W, con un peso de solo 4,7 kg/㎡, es un 50 % más ligero y mantiene un rendimiento superior en condiciones exigentes, como alta humedad y fluctuaciones de temperatura. Estos módulos también cuentan con una fácil instalación y una alta compatibilidad, lo que los hace adecuados para una amplia gama de azoteas.

Además, DAS Solar presentó un nuevo módulo de media celda liviano de 54 celdas que pesa solo 4,2 kg/㎡, lo que reduce el peso en más del 70 %. Este diseño permite que una sola persona lo manipule, lo que lo hace muy eficiente para instalaciones en azoteas. Con una garantía de producto de 12 años y una garantía de energía de 25 años, estos módulos ofrecen una solución confiable y a largo plazo para los clientes japoneses.

La trayectoria de DAS Solar en Japón refleja el crecimiento global constante de la empresa desde su fundación en 2018. Japón, al ser uno de los pioneros en la adopción de energía renovable, tiene una importancia significativa para DAS Solar. Como parte de su estrategia de expansión global, Japón es uno de los primeros países donde la empresa establece una presencia local. Al establecer una subsidiaria local y adaptar los productos al mercado japonés, DAS Solar ha construido una red integral de ventas y servicios localizada para brindar un soporte oportuno y cercano en términos de productos, tecnología y logística. En el futuro, DAS Solar continuará fortaleciendo su presencia en el mercado japonés con un enfoque centrado en el cliente. Al asociarse con socios locales como Denkosha y Seika, la empresa se compromete a explorar más posibilidades en los sectores comercial, industrial y residencial, como parte de su misión de ofrecer más opciones energéticas y transformar el panorama energético local.

La participación de DAS Solar en la transición limpia de Japón refleja su compromiso más amplio con la innovación, la sostenibilidad y la neutralidad de carbono global. A través de la colaboración y la tecnología de vanguardia, la empresa está preparada para optimizar soluciones para todos los escenarios que satisfagan las necesidades cambiantes de los clientes y contribuyan a los esfuerzos conjuntos para combatir el cambio climático en todo el mundo.

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El Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE), con el apoyo del Ministerio de Minas y Energía, llevará energía renovable a más de 10 mil usuarios de estratos 1 y 2 en barrios vulnerables de Barranquilla, a través del proyecto “Comunidades energéticas en Barranquilla, un compromiso energético con la región», cuyo objetivo es promover la autosostenibilidad energética mediante la instalación de sistemas solares fotovoltaicos en cinco predios del Distrito Especial Industrial y Portuario de la ciudad.

El pasado 13 de septiembre de 2024, el Comité Directivo del FENOGE aprobó la ejecución de este proyecto, que permitirá, durante este año, instalar una capacidad del orden de 2 MWp, distribuidos en los primeros predios seleccionados, «Nodo Energético Gardenias Fase 1» y «Entre Puentes».

Para 2025, se prevé la instalación de hasta 14 MWp de capacidad solar, que beneficiará aproximadamente 10.000 hogares, mejorando el acceso a energía limpia y reduciendo los costos en las tarifas del servicio público.

Estos proyectos contemplan la entrega de energía a 9 Comunidades Energéticas, priorizadas en la convocatoria del Ministerio de Minas y Energía, buscando que sean beneficiadas con la instalación de estas granjas solares centralizadas.

Los beneficiarios experimentarán una reducción en sus facturas de energía, junto con una mejora en la calidad del servicio eléctrico.

Además, se espera que este proyecto contribuya a la disminución de las emisiones de CO2, apoyando las metas de Colombia en sostenibilidad energética y reducción de emisiones.

“Este proyecto representa un paso decisivo hacia la masificación de las Comunidades Energéticas, una estrategia del Ministerio de Minas y Energía, liderada por el ministro Andrés Camacho, con la que buscamos contribuir a la Transición Energética Justa, al progreso de Barranquilla, y a reducir tarifas en la ciudad”, mencionó la directora ejecutiva del FENOGE, Ángela Álvarez.

Sobre el proyecto «Comunidades energéticas en Barranquilla, un compromiso energético con la región» Las «Comunidades Energéticas» del Distrito de Barranquilla forman parte de una estrategia nacional para promover el uso de energías renovables en zonas urbanas vulnerables.

Este esfuerzo tiene como objetivo instalar 14 MWp de energía solar, beneficiando a alrededor de 10.000 hogares con acceso limitado a servicios energéticos eficientes.

Se espera que en 2024 se logren los primeros resultados, incluyendo la puesta en marcha de dos sistemas solares fotovoltaicos que impactarán positivamente la calidad de vida de las comunidades. El siguiente paso será la firma del convenio específico entre los diferentes actores involucrados.

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La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) de Honduras ha trabajado intensamente este año para fortalecer la confianza de los inversionistas en el mercado energético local, en particular de cara a la próxima licitación de 1500 MW.

Según el comisionado Leonardo Deras, la transparencia y la rapidez en la respuesta a los requerimientos de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) han sido clave, pese a la crisis energética que atraviesa el país.

“Nos hemos orientado a transparentar la operación de la ENEE como distribuidora, generadora y transmisora, respondiendo rápidamente a sus necesidades», destacó el comisionado.

Ahora la CREE está preparando el terreno para la licitación de nueva generación bajo la modalidad de contratos BOT, lo que promete brindar mayor certeza a largo plazo tanto al sector público como privado. En conversación con Energía Estratégica, Deras mencionó que durante este año, la CREE ha aumentado las vías de acceso a la información para los inversionistas:

“Nos hemos asegurado de que toda la información relevante esté disponible en nuestros portales, desde tarifas hasta el marco legal, para que los inversionistas vean con claridad las condiciones del mercado. Nuestro objetivo es darles certeza para que tomen decisiones informadas», subrayó el comisionado Leonardo Deras.

La licitación de 1500 MW no es el único proceso de contratación pronto a iniciar. “También hemos aprobado a la ENEE licitaciones de líneas de transmisión de 230.000 voltios, proyectos importantes para el norte y oriente del país», detalló Deras.

Ahora bien, para llevar a cabo sus tareas habituales y las nuevas actividades vinculadas a licitaciones han necesitado de un equipo fijo muy activo, por lo que uno de los logros recientes más destacados para el regulador ha sido la consolidación del personal permanente de la CREE, tras ocho años de espera. “Finalmente, en agosto recibimos el nombramiento permanente de los empleados del órgano regulador, lo que fortalece la capacidad institucional del regulador. Esto nunca se había logrado antes y es un paso fundamental para mejorar nuestro trabajo”, afirmó el comisionado.

¿Qué resultados ha tenido el equipo durante este año? En cuanto a las normativas, la CREE ha avanzado en diversas áreas clave para el sector energético. “Hemos publicado la norma técnica de congeladores en el Diario Oficial La Gaceta y aunque decidimos no crear una norma de almacenamiento por separado sí contratamos una consultoría para integrar nuevos elementos sobre almacenamiento dentro de la legislación vigente», explicó Derás. Además, la Comisión concluyó la norma técnica de autoproductores clave para el despliegue de generación distribuida residencial y comercial, y actualizó la de potencia firme, entre otros avances regulatorios.

En el ámbito tarifario, la CREE ha terminado la tarifa para autoproductores y está a punto de finalizar la de sistemas aislados como Quila y Roatán. Además, trabajan en la tarifa de transmisión definitiva, un proceso que ha involucrado la definición de la tasa de actualización para las inversiones.

Finalmente, la fiscalización ha sido otro pilar del trabajo de la CREE en 2024: “Nos hemos convertido en una segunda instancia para reclamos de usuarios que no reciben respuesta de la empresa distribuidora. Asimismo, hemos avanzado en la fiscalización de empresas generadoras, verificando los costos variables que reportan al Centro Nacional de Despacho», concluyó el comisionado Leonardo Deras, resaltando que la CREE ha tenido un año productivo en todos los frentes.

Este esfuerzo integral refuerza la posición de la CREE como un actor clave en la regulación del sector eléctrico hondureño, brindando mayor confianza y certidumbre a los inversionistas, en especial con miras a la histórica licitación de 1500 MW que priorizará la contratación de energías renovables y que está próxima a lanzarse.

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

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La Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Pórtland (ANCAP) de Uruguay empieza a delinear los detalles de la licitación de bloques eólicos offshore para la producción de hidrógeno verde tras la reciente aprobación reglamentaria concedida por el Poder Ejecutivo. 

Tal es así que Alejandro Stipanicic, presidente de ANCAP, confirmó que el próximo año comenzará el proceso para los cuatro bloques marinos que son capaces de producir potencialmente 200.000 toneladas de hidrógeno verde por año. 

“Durante el 2025 estableceremos un cronograma de cuatro rondas de licitación. Habrá un proceso rápido de precalificación antes de la presentación de ofertas y lo haremos en cuatro fechas, probablemente enero – febrero, abril – mayo, julio – agosto y septiembre – octubre u octubre – noviembre del próximo año”, declaró durante un evento. 

“La idea es establecer cuatro fechas para presentar ofertas y con esta condición puede suceder que en la primera fecha nos quedemos sin bloques si asignamos los cuatro bloques a licitar. Pero también puede suceder que al final de la cuarta fecha no tengamos empresas interesadas en nuestros bloques.

El objetivo es aprovechar la expertise de la entidad respecto a exploración energética fuera de la costa para licitar cuatro bloques marinos de 500 km2 en una primera instancia (de los 20 identificados), los cuales cuentan con un potencial medio de 2 a 3 GW de capacidad renovable cada uno, 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%.

Mientras que las áreas están ubicadas en la zona sureste de José Ignacio, a 50 kilómetros de la costa y tienen una batimetría de no más de 60 metros de profundidad, con lo cual la tecnología actual de granjas eólicas en el mundo es totalmente aplicable. 

Y de acuerdo a información compartida, 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 mayor a décadas para el desarrollo y producción de H2.  

“De todas formas, revisaremos nuestra estrategia y haremos más bloques para ofrecer en el futuro o para cambiar algunos requisitos en caso de que el mercado requiera modificaciones, dado que es un mercado en evolución”, aclaró Stipanicic. 

“¿Por qué? Es un mercado que aún no ha establecido todas las reglas, por lo que tenemos que ser muy dinámicos y adaptarnos a lo que requiere el mercado. Pero nuestro primer paso será ofrecer cuatro bloques en cuatro instancias el próximo año a partir de enero”, insistió.

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La Cámara Eólica Argentina (CEA) volvió a poner el foco en la continuidad regulatoria para crecimiento del sector de las energías renovables del país, considerando que se acerca la fecha límite prevista para el cumplimiento de los objetivos de la Ley N° 27191. 

La misma puso como meta que, al 31 de diciembre del 2025, las energías renovables tengan una participación del 20% (o superior) en la cobertura de la demanda eléctrica. Y si bien hoy en día parece difícil de alcanzar, dado que Argentina estuvo por detrás de ese porcentaje en el cierre de los últimos años, las renovables tuvieron un vasto desarrollo hasta el momento y ya suman más de 6400 MW instalados. 

“La ley de renovables en Argentina debe renovarse, prorrogarse o complementarse con la iniciativa que se decida. Debe continuar vigente ya que es una ley que sirvió como política de Estado porque cruzó, por lo menos, tres administraciones gubernamentales y fue sancionada con la unanimidad de las Cámaras de Diputados y Senadores”, manifestó Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la CEA. 

“Ha sido un marco normativo exitoso porque gracias a ello, a la seguridad jurídica – fiscal y los beneficios otorgados, se instalaron en Argentina más de 6000 MW renovables, lo que trajo aparejado una inversión de USD 7000 millones, además que hay en espera proyectos alrededor de 4000 MW adicionales y desembolsos cercanos a USD 3500 millones”, agregó durante un evento.

Incluso, antes de la última adjudicación de 989,23 MW de nueva capacidad con prioridad de despacho en el Mercado a Término (MATER), la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) ya proyectaba que el MATER de Argentina sumará más de 3700 MW renovables durante los próximos años. 

¿Por qué? Más de 60 proyectos adjudicados en distintas rondas del Mercado a Término deberán entrar en operación comercial en la corriente década y la potencia renovable total en el MEM podría superar los 10000 MW antes del 2030.

Mientras que una de las premisas de campaña del gobierno de Javier Milei era el honramiento de las metas fijadas en compromisos nacionales e internacionales (como por ejemplo el Acuerdo de París); aunque el Poder Ejecutivo planteó que las mismas se cumplirían principalmente a través del mercado de derechos de emisión de gases de efecto invernadero, para lo cual el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) recientemente abrió una convocatoria MDI para la creación del mercado de Cap & Trade en Argentina. 

“De todos modos, la vigencia de la Ley N° 27191 no es la única solución integral, pero es el marco regulatorio exitoso que prohijó el desarrollo y crecimiento del sector; aunque aún hay otros problemas vinculados con la ampliación del transporte eléctrico, los PPA y lo finito que es el MATER”, apuntó Ruiz Moreno. 

“Hay muchas empresas en el MATER pero hay que ampliar la demanda. Eso se hace por ejemplo a través de la liberación de los GUDI de la distribución, de las compras conjuntas, y brindar la posibilidad que compren o traccionen la demanda en forma directa sin el condicionante de que si salen no pueden volver hasta dentro de cinco años”, subrayó. 

Y es preciso recordar 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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Guatemala sigue consolidando su camino hacia la transición energética, y su reciente participación en la Exposición Internacional de Energía Digital 2024, celebrada en China del 8 al 11 de septiembre, ha fortalecido la relación con el gigante asiático en pos de atraer lo último en tecnología para prepararse a una mayor incorporación de energías renovables.

Tras su viaje, Silvia Alvarado de Córdoba, presidente de la Junta Directiva del Administrador del Mercado Mayorista (AMM), destacó la importancia de este evento para el sector energético guatemalteco, particularmente por el interés mostrado por las empresas y gobierno chinos en proyectos locales.

La invitación a este evento, gestionada por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y su secretario ejecutivo, Andrés Rebolledo, permitió que la referente del AMM de Guatemala se uniera a una delegación de países latinoamericanos para conocer de primera mano los avances tecnológicos en el ámbito. «El objetivo fue exhibir tecnologías de vanguardia y logros en el campo global de la energía digital», comentó Alvarado.

Una de las áreas que más impresionó a la delegada guatemalteca fue la oferta tecnológica china en almacenamiento y fotovoltaica. «Casi todas las empresas chinas de tecnología fotovoltaica y almacenamiento estuvieron presentes. Fue impresionante ver su capacidad de innovación», comentó Alvarado. Este nivel de innovación ofrece un claro ejemplo del liderazgo chino en estas áreas, que Guatemala buscaría aprovechar para su propio desarrollo.

Ahora bien, Guatemala también habría compartido su expertise ante los anfitriones. Según comentó la presidente de la Junta Directiva del AMM, durante el segundo día del evento se incluyó un Foro Latinoamericano donde tuvo oportunidad de exponer e intercambiar visiones con autoridades y empresas chinas. Durante las sesiones, realizó una presentación titulada: «Integración de Tecnologías Renovables en Guatemala, actualización normativa incluyendo almacenamiento y otras medidas para mitigar la variabilidad», donde pudo comentar la estrategia del país para la diversificación de la matriz energética, destacando el rol de las energías renovables y el almacenamiento energético.

«Hablé sobre cómo Guatemala comenzó a diversificar su matriz con las primeras licitaciones PEG y cómo estamos incorporando más energía solar, además de explorar otros recursos como el viento y la geotermia», explicó la presidenta del AMM.

Uno de los aspectos más importantes para Guatemala en este proceso es la integración de tecnologías que mitiguen la variabilidad de las fuentes renovables, como el almacenamiento de energía. «Nuestro interés en estar allí fue precisamente para aprender más sobre almacenamiento. Ya hemos avanzado en el marco normativo para la generación híbrida autónoma, y estamos trabajando para dar un paso más con tecnología stand alone», anticipó Alvarado.

Además de las presentaciones y foros, la delegación latinoamericana tuvo la oportunidad de visitar las instalaciones de Huawei, una de las principales empresas chinas que ha ganado mercado en el segmento de inversores fotovoltaicos y almacenamiento. Al respecto, Alvarado comentó:

“Funcionarios de Huawei, quienes ya tienen presencia en Centroamérica, mostraron un gran interés en los proyectos guatemaltecos de almacenamiento de energía. De hecho, atendieron a varios desarrolladores interesados en colaborar con Guatemala y otros países presentes como Honduras que anunció una licitación recientemente”.

El evento no solo sirvió para compartir experiencias y lecciones aprendidas en el sector eléctrico, sino para sentar las bases de posibles vínculos comerciales relacionados a energías renovables y almacenamiento.

“Las tecnologías que vimos son muy competitivas. Todos los países presentes compartimos el interés de atraer estas soluciones de vanguardia para acelerar la transición energética en nuestra región”, concluyó Silvia Alvarado de Córdoba, presidente de la Junta Directiva del Administrador del Mercado Mayorista (AMM).

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La Corporación Nacional de Consumidores y Usuarios (CONADECUS) de Chile abordó el proyecto de ley para ampliar la cobertura del subsidio eléctrico (presentado por el Ministerio de Energía a fines de agosto) y planteó una serie de cambios con el objetivo de buscar otros mecanismos para que se puedan rebajar las tarifas. 

Entre las principales propuestas se destacan la reducción de la rebaja de límite de potencia para que más clientes accedan al mercado libre y la realización de nuevas licitaciones de suministro a corto plazo a fin de garantizar valores más competitivos al capturar el precio de las energías renovables. 

“Es indispensable eliminar las actuales barreras para ser consumidores libres, por lo que proponemos bajar el umbral actual de 500 kW a 0 kW, pero también que se mantenga un plan regulado para aquellos usuarios que no deseen ser clientes libres”, señaló Oscar Cabello, asesor de CONADECUS, durante una mesa técnica sobre las tarifas eléctricas. 

“Pero en caso que el Tribunal de Libre Competencia decida bajar el umbral sólo a 300 kW, o si decidiera mantenerlo en 500 kW, es fundamental que se reconozca el derecho de los consumidores y de las pequeñas y medianas empresas a agrupar sus demandas de energía hasta alcanzar el umbral que corresponda, de modo de lograr mejores tarifas con los generadores o comercializadores”, agregó. 

Hoy en día la Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE) actualmente establece el umbral en los 500 kW, pero hay una iniciativa plasmada por diferentes asociaciones del sector energético que busca disminuir ese límite hasta los 300 kW.

Tal es así que meses atrás el TDLC recibió cerca de 20 observaciones sobre la baja de potencia para optar al mercado libre, entre ellas de parte de la Comisión Nacional de Energía (CNE) y varias entidades vinculadas a usuarios, comercializadores y generadores de energía que remarcaron la importancia de que más usuarios opten por el acceso a más renovables y mejores precios, además que esa transición sería paulatina y no movería la aguja en el sistema.

“Por otro lado, es indispensable que la CNE o las distribuidoras inicien un proceso de revisión de los contratos de generación más antiguos, ya que muchos de ellos son bastantes caros porque se dieron en circunstancias muy distintas a las actuales. Proceso que se podría abordar mediante una remuneración directa con las grandes generadoras”, indicó Cabello. 

“Como medida complementaria, la Comisión Nacional de Energía debería licitar nuevos bloques de suministro que se implementen a la brevedad posible y no en cinco años más, mediante un proceso competitivo y no discriminatorio que permita cualquier tecnología y no sólo los PMGD para abastecer a las PyMEs”, aclaró.  

Y cabe recordar que la CNE recientemente informó que para el período 2025 – 2026 no se requerirán nuevas licitaciones de corto plazo, dado que los excedentes energéticos superan los déficits, pero sí la haber subastas de esta índole para el bienio 2027 – 2028, a efectos de contar con una holgura de contratación suficiente para enfrentar un eventual incremento no esperado de la demanda. 

Mientras que a partir del año 2029 en adelante resultará necesarias nuevas convocatorias, dado que el excedente de energía no alcanzaría para cubrir el déficit previsto, según el último informe preliminar sobre las licitaciones de suministro eléctrico para satisfacer el consumo de los clientes regulados. 

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DAS Solar, líder en tecnología fotovoltaica de tipo N, y Smartsun, una de las principales empresas griegas especializada en el diseño y la construcción de proyectos de energía solar, han completado con éxito parques solares en el norte de Grecia con una capacidad total de 82 MW. Los proyectos utilizan 136.000 módulos TOPCon rectangulares de tipo N de última generación de DAS Solar, diseñados para lograr la máxima eficiencia y durabilidad en instalaciones solares de servicios públicos.

Gracias a la abundancia de luz solar, la energía solar representa actualmente aproximadamente el 18,4% de la generación eléctrica de Grecia, lo que la convierte en el país europeo con la mayor proporción de energía solar en su matriz energética. En los últimos años, Grecia ha promovido activamente la tecnología fotovoltaica, convirtiendo la energía solar en un factor fundamental en los esfuerzos del país por acelerar su transición a energías limpias. Según las instituciones de investigación, Grecia añadió 1,59 GW de nueva capacidad fotovoltaica solo en 2023, lo que supone un nuevo récord anual.

El proyecto, que utiliza módulos rectangulares tipo N de DAS Solar, marca otro hito en la expansión solar de la empresa. Con dimensiones estandarizadas, los módulos sientan una base sólida para la colaboración ascendente y descendente dentro de la cadena de suministro. Gracias a las ventajas en eficiencia, potencia de salida, fabricación, transporte y procesos de producción, reducen eficazmente los costos de balance de suministro y el costo nivelado de la energía, lo que garantiza una generación de energía confiable y retornos estables durante todo el ciclo de vida.

Dimitris Nikolaidis, fundador y director general de Smartsun, expresa su sincero agradecimiento por la exitosa colaboración. Destaca la entrega puntual e impecable de módulos de alto rendimiento y de última generación, incluso en medio de importantes desafíos en la cadena de suministro global. Este logro demuestra la solidez de la asociación entre las dos partes, demostrando su capacidad para superar obstáculos y ofrecer resultados excepcionales.

George Demenagas, director de ventas de DAS Solar en los Balcanes Sur, elogia la profesionalidad y la capacidad de respuesta de Smartsun en todas las fases. Destaca la importancia estratégica de Grecia como punto focal para la expansión de DAS Solar en el mercado europeo. Demenagas también subraya el papel pionero de DAS Solar en el desarrollo de la tecnología TOPCon de tipo N. En los últimos ocho meses, la empresa ha establecido el récord mundial de eficiencia de conversión de células TOPCon de gran superficie por tercera vez consecutiva. La célula alcanza una impresionante eficiencia de producción en masa de hasta el 26,6% y una tensión de circuito abierto de 742 mV. Este notable logro indica el liderazgo de DAS Solar en innovación tecnológica, ya que sus módulos, alimentados por células solares TOPCon 4.0 Plus, alcanzan una eficiencia de producción en masa de hasta el 26,55%.

Como fabricante de módulos de nivel 1 de BNEF y una de las principales marcas fotovoltaicas de Grecia certificadas por EUPD, DAS Solar es un proveedor de soluciones perfecto para el maduro mercado griego. La última asociación suma su ventaja local y marca un avance en su presencia en Europa, al tiempo que impulsa los objetivos de neutralidad de carbono del país con energía limpia para miles de hogares. La colaboración entre DAS Solar y Smartsun simboliza una visión compartida de un futuro impulsado por la energía verde, donde la innovación y la dedicación trabajan de la mano para superar los desafíos y aprovechar las oportunidades.

El proyecto en Grecia es solo el comienzo del mayor impacto que DAS Solar seguirá teniendo en la configuración del futuro energético. De cara al futuro, DAS Solar mantiene su firme compromiso de ampliar su presencia en Europa y más allá. Al seguir ampliando los límites de la I+D tecnológica y fomentando las asociaciones estratégicas, la empresa está preparada para facilitar la transición global hacia un mundo más sostenible.

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Future Energy Summit (FES) está próximo a realizar dos eventos virtuales que serán de gran interés para los actores del sector energético en Latinoamérica y Brasil. Estos encuentros se llevarán a cabo el miércoles 25 y jueves 26 de septiembre, y abordarán el estado actual del mercado de las energías renovables, las innovaciones tecnológicas y las oportunidades que se abren para los próximos años.

Inscripción gratuita: https://www.inscribirme.com/brazil-future-energy-virtual-summit 

La propuesta de FES es ofrecer un espacio de discusión con los principales referentes de la industria, quienes compartirán sus perspectivas sobre el futuro de la energía limpia en la región.

El primer evento, el miércoles 25 de septiembre, se centrará en Latinoamérica y comenzará a las 7:00 am MEX / 8:00 am COL / 15:00 pm ESP. La jornada iniciará con un panel titulado «Energía Solar en Latinoamérica: Nuevas tecnologías y oportunidades del sector». Participarán en este panel figuras clave como Oliver Quintero de Sungrow Latam, Itzel Rojas de Seraphim, Victoria Sandoval de JA Solar y Oscar Iván Urrea Riveros de Chint Colombia. Los expertos discutirán las tecnologías emergentes que están ofreciendo al mercado, detallando sus especificaciones y cómo estas soluciones están impulsando la transición energética en la región.

Un punto importante del debate será analizar cuáles son los países más atractivos en términos de avance en la transición energética, con especial énfasis en los casos de Colombia, Chile, México y Argentina.

Además, los panelistas explorarán el potencial del almacenamiento de energía en Colombia, así como las expectativas de crecimiento en Chile, México y Argentina, tres mercados clave para la energía solar.

También se analizarán las tendencias a corto y mediano plazo, proyectando hacia 2025 y discutiendo hacia dónde se dirige el mercado regional.

A continuación, a las 8:50 am, se desarrollará una entrevista destacada con Ricardo Garro Ruiz, Key Account Director de Huawei para Latinoamérica.

Durante la entrevista, Garro Ruiz ofrecerá un balance del mercado de 2024 en comparación con 2023, y compartirá sus expectativas para el cierre del año.

También se tratarán temas como las soluciones de almacenamiento, que ya están ganando terreno en Europa y Estados Unidos, pero cuya adopción en Latinoamérica aún presenta algunos desafíos, salvo en mercados como Chile.

Además, se evaluarán las perspectivas de crecimiento en mercados importantes de la región, con un enfoque en países como Argentina y México.

El segundo panel del día, que comenzará a las 9:00 am, se titulará «Tendencias en Energía Renovable: innovación y competitividad en Latinoamérica». Participarán Sergio Rodríguez de Solis, Omar Ávila de Runergy, Vandy Ferraz de Risen y Alejandro Martinez Pulido de DIPREM, quienes discutirán las tendencias que están percibiendo en el mercado renovable latinoamericano, así como las soluciones en las que sus empresas están trabajando para impulsar el crecimiento del sector.

Además, se abordarán los impactos que los precios de los paneles solares han tenido en la situación financiera de las empresas y qué proyecciones de precios se manejan actualmente.

Se hará un enfoque especial en los tipos de proyectos que avanzan con mayor rapidez en la región y en los perfiles profesionales más demandados para llevar adelante estos proyectos de manera exitosa.

El evento de FES se transmitirá gratuitamente a través de YouTube y LinkedIn.

Evento sobre Brasil

El jueves 26 de septiembre, el evento se trasladará virtualmente a Brasil, con un enfoque exclusivo en este mercado. El primer panel, titulado «Avanços tecnológicos e oportunidades no setor fotovoltaico brasileiro», comenzará a las 10:00 am y contará con la participación de Victor Soares de JA Solar, José Luis Blesa de Seraphim, y representantes de Sungrow, Huawei Digital Power y Chint.

Este panel analizará el estado actual del mercado solar fotovoltaico en Brasil, explorando las expectativas de crecimiento para el cierre de 2024. Además, se discutirá el impacto potencial de las políticas arancelarias para los paneles solares chinos en el país, y si existe la posibilidad de que las empresas chinas opten por establecerse y producir localmente en Brasil.

La segunda parte del evento brasileño comenzará a las 10:50 am con el panel «Tendências e projeções para a energia solar no Brasil», en el que participarán Daniel Pansarella de Trina Solar, Marcel Peralta de Canadian Solar, Ramón Nuche de AESolar, Ricardo Marchezini de Risen y Denis Ribeiro Cola de Solis.

Los panelistas explorarán las proyecciones del mercado fotovoltaico para 2025, incluyendo el papel crucial que jugará el almacenamiento a partir de baterías en los próximos años. Se discutirán también los principales desafíos que enfrenta el sector en Brasil, desde las políticas energéticas hasta las estrategias para fortalecer la autogeneración de energía solar en el país.

Ambos eventos de FES se transmitirán gratuitamente a través de YouTube y LinkedIn, y los interesados pueden inscribirse previamente aquí. Para más información sobre la gira completa y futuros encuentros presenciales, se puede consultar la página oficial del Future Energy Summit en este enlace.

FES es una oportunidad única para conectar con los líderes de la energía renovable en la región, discutir los retos y oportunidades del sector, y explorar las innovaciones que están configurando el futuro de la energía en Latinoamérica y Brasil.

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El Centro Nacional de Despacho (CND) ha proyectado un déficit de 331 MW en Honduras para este año 2024, lo que coloca al país en una situación crítica para el suministro eléctrico local. Anticipándose a esta situación, desde la Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE) han insistido en la necesidad de convocar a una licitación desde hace ya varios años.

De hecho, durante la administración de gobierno pasado han alertado sobre demoras en una convocatoria de 500 MW que fue pospuesta hasta que finalmente el actual gobierno las retomó y potenció hasta los 1500 MW. En atención a que el mes pasado se aprobaron los términos de referencia del nuevo proceso, desde AHPEE consideran que debería ser inminente su lanzamiento.

«Tenemos un déficit de generación significativo y la licitación no es una opción, es una necesidad y debe hacerse lo antes posible», enfatizó Génesis Rodezno, directora ejecutiva de la AHPEE.

En una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, la referente empresaria aseguró que para asegurar el éxito de la convocatoria inicialmente se deberá motivar la participación de una buena cantidad de proponentes del sector privado y, en tal sentido, puntualizó que entre las medidas que podrían lograrlo «la garantía de pago es uno de los principales incentivos», ya que impacta directamente en la estimación del riesgo y, por ende, en el costo del kilovatio hora.

También destacó la importancia de contar con «reglas claras» y seguridad jurídica, tanto en los contratos como en el marco regulatorio. Pero aquello no sería todo.

Otro factor clave, añadió, es el «crecimiento oportuno de la transmisión», ya que si la infraestructura de transmisión no se desarrolla de manera simultánea con la generación, se podría desincentivar la participación. No obstante, reconoció que las autoridades como Erick Tejada, como secretario de Estado en el Despacho de Energía y gerente de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), ya han manifestado que la licitación incluirá obras de transmisión, lo que considera una medida positiva para motivar la participación de la iniciativa privada.

Licitación que priorizará a energías renovables 

Entre los anuncios realizados por Erick Tejada se destaca que al menos el 65% del requerimiento de la licitación buscará ser cubierto por energías renovables. En relación a esta decisión, Génesis Rodezno explicó que desde la asociación siempre han apostado por la diversificación de la matriz energética. Sin embargo, subrayó que «el país tiene una necesidad urgente de potencia firme», por lo que es fundamental que la licitación considere energías renovables con almacenamiento.

Además, la ejecutiva de AHPEE destacó la relevancia de seguir las recomendaciones del Centro Nacional de Despacho (CND), que en su Plan de Expansión de la Generación ha analizado diversos escenarios sobre la integración de energía térmica y renovable. Rodezno subrayó que estas evaluaciones técnicas son clave para asegurar una planificación efectiva, ya que el CND, como operador del sistema y del mercado mayorista, tiene una perspectiva integral sobre la capacidad del país para incorporar nuevas fuentes de energía. No considerar estos estudios, desde la óptica de Rodezno podría poner en riesgo la estabilidad del sistema eléctrico hondureño y la correcta distribución de la nueva generación.

Finalizando, Génesis Rodezno, directora ejecutiva de la AHPEE también señaló que la licitación es la vía más eficiente para evitar la dependencia de soluciones temporales, como los arrendamientos de capacidad de generación térmica, que describió como «costosos y menos eficientes». Recalcó que un proceso de licitación transparente y a tiempo no solo garantizaría el suministro energético adecuado, sino que también ayudaría al desarrollo económico del país.

«La contratación de arrendamientos de capacidad es una solución temporal, que además de no ser eficiente, implica altos costos», advirtió. Para ella, la licitación es la opción más viable para resolver las necesidades energéticas de manera competitiva y duradera, asegurando el abastecimiento del país a largo plazo. «Es, sin duda, la mejor solución», concluyó.

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ABO Energy ratificó su labor en el desarrollo de proyectos de hidrógeno verde en Argentina y sorprendió con el amplio portafolio en el que trabaja a nivel nacional. 

Mariano Panelli, business development manager de ABO Energy, dio a conocer que la compañía posee  un abanico de proyectos para la producción de H2V y para la propia generación e inyección de energía renovable en la red en distintas fases de avance.

“Estamos empezando el desarrollo de proyectos de hidrógeno verde, principalmente aprovechando el expertise eólico, de modo que en Argentina contamos con dos iniciativas que suman 3 GW de capacidad renovable”, afirmó durante un evento organizado por el Consorcio H2ar. 

“Están en etapa temprana, esperando que se den las condiciones para ejecutarlos, pero ya empezamos a asegurar tierra, medir vientos y gestionar permisos para desarrollar los proyectos eólicos que abastecerán las plantas de hidrógeno y derivados”, añadió. 

Esos giga-proyectos están pensados para la exportación del mencionado vector energético o sus derivados, pero no se darían en el corto plazo sino que aún se requerirá tiempo para que los costos o futuros precios se ubiquen dentro de los rangos accesibles para la demanda quiera pagar. 

“Para ello será necesario un marco regulatorio que potencie la posibilidad de exportar los recursos intermitentes. Hay iniciativas que ya se están trabajando, tiene sentido pensarlas, por lo que se requiere paciencia, a la par de seguir apostando al país, mejorando la macroeconomía. Pero el principal cuello de botella es que la demanda esté dispuesta a pagar el costo de comprar H2V”, complementó Panelli. 

Además, el referente de la firma de origen alemán que ya lleva 18 años en Argentina vaticinó que, también poseen desarrollados un pipeline de 1,8 GW de proyectos de energías renovables para inyección a la red, mayormente eólicos. 

De esta manera, ABO Energy reforzará su presencia en el país tras lo hecho recientemente en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), donde se consolidó como una de las grandes ganadoras del llamado correspondiente al segundo trimestre del año.

Allí logró la adjudicación de 392,4 MW de prioridad de despacho entre sus parques eólicos Boreas del Norte (92,4 MW en el corredor Centro – Cuyo – NOA) y Energía Pura (300 MW), con la particularidad que este último incluyó una obra para ampliar el sistema de transporte eléctrico nacional.

Puntualmente, propuso reemplazar los transformadores 132 / 500 kV (T3CL/T5CL) por un banco monofásico 3x150MVA + fase de reserva en la estación transformadora Choele Choel. Por lo que si bien tendrá 300 MW a disposición, 108 MW podrá ocupar de forma inmediata y el resto lo podrá rellenar a futuro con otra infraestructura de generación.

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La posible modificación del marco legal del sector eléctrico de Panamá está en la mira de stakeholders del mercado. Se trata de la Ley 6 que establece el régimen al que se sujetan las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, destinadas a la prestación del servicio público de electricidad. 

Desde la Secretaría Nacional de Energía (SNE), liderada por Juan M. Urriola, ya anunciaron revisiones. No obstante, su tratamiento en la Asamblea Nacional podría demorarse unos meses más, porque la crisis que atraviesa la Caja de Seguro Social (CSS) estaría acaparando la agenda política y legislativa de Panamá. 

Guadalupe González, exdirectora de Electricidad de la SNE, considera que la decisión de postergar la introducción de la nueva normativa es sabia, aunque sí advierte como necesario que se dé a conocer la propuesta a la brevedad, para eliminar interrogantes que empiezan a repercutir en la certidumbre del mercado. 

“Como exdirectora estoy muy a favor de que se produzcan estos cambios a la ley justamente porque se requieren en el marco de la transición energética. Han pasado veintisiete años desde que se hizo esa ley en Panamá, así que es importante que se dé una actualización para mantenernos acorde a estos tiempos, pero necesitamos ver los detalles”

Uno de los temas que genera mayor incertidumbre es que aún no se conoce si el cambio en la Ley 6 implicará una reforma estructural o ajustes específicos que permitan potenciar el sector eléctrico. 

A falta de una propuesta clara, algunos temas han sido adelantados por el actual titular de la Secretaría de Energía en foros del sector llevados a cabo el pasado mes. A partir de allí, tres puntos parecieran ser los prioritarios para abordar en una actualización de la Ley 6: la calidad del servicio, la concentración del mercado y la independencia del Centro Nacional de Despacho (CND) de la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA).

La exdirectora de Electricidad de la SNE destacó que estos tres puntos ya estaban siendo trabajados durante su gestión y mencionó algunas coincidencias y divergencias con cada uno. 

“El tema de calidad a mí, en lo personal, me parece que requiere algunos ajustes, pero realmente eso va mucho más al tema normativo y regulatorio”, señaló, sugiriendo que el enfoque legal podría no ser necesario para resolverlo. Sin embargo, también consideró que el tema de la concentración del mercado y la figura independiente del CND podrían justificar una reforma más amplia, dependiendo de cómo decida proceder la Secretaría de Energía.

 La independencia del CND: ¿ventaja o reto?

Una de las posibles modificaciones más debatidas es la separación del Centro Nacional de Despacho (CND) de ETESA. Esta decisión, según González, podría tener tanto pros como contras, dependiendo de su implementación. “Ventaja de eso, pues definitivamente esperemos que haya más facilidad o agilidad administrativa”, comentó, haciendo referencia a la mayor carga de trabajo que implicará la transición energética para el CND.

Sin embargo, advirtió que se trata de un tema que requiere un análisis profundo. “Todavía ese tema hay que analizarlo, habría que evaluar los costos-beneficios, ya sea de mantenerlo dentro pero dándole otra figura o mantenerlo fuera con alguna otra figura”, explicó, enfatizando la importancia de esperar la propuesta oficial para poder hacer una evaluación más certera.

Resta saber además si la SNE optará por convocar a una instancia de consulta pública para recibir aportes a su iniciativa legislativa o si decide emitir y presentar su propuesta directamente a la Asamblea Nacional para que se haga la discusión en un primer debate o si se creará una subcomisión para abordarla en lo particular. 

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María del Carmen Rubio, directora de Proyectos y Regulación de la Secretaría de Energía y Ambiente de la provincia, participó de la reunión de trabajo y destacó la relevancia de esta nueva fase y las oportunidades que se abren para Río Negro.

“Nos presentaron los documentos que nos permitirá definir cómo avanzamos en la próxima etapa», adelantó Rubio, refiriéndose a los resultados de la primera fase del Plan que le fueron expuestos a cada jurisdicción. La hoja de ruta, elaborada con base en diagnósticos productivos y socioambientales, plantea propuestas concretas para el desarrollo del Hidrógeno Verde, una tecnología clave para la transición energética global y que posiciona a la Patagonia como un polo estratégico a nivel internacional.

Sobre el plan de acción pretendido por Río Negro, Rubio confió que plantearon tres estrategias sobre las cuales se aguarda una respuesta, fundamentalmente en lo relacionado con el financiamineto. Una de ella está relacionada con la posibilidad de retomar la diplomatura en la temática y cursos de capacitación a profesionales que en su momento había iniciado la provincia de Río Negro.

“La segunda, analizar el tema de infraestructura, específicamente la parte de la apertura de la línea de 500 kilovolts que se necesita para la producción del hidrógeno. Y ahí necesitamos evaluar cómo van a ser los proyectos ejecutivos de esta apertura de línea”, detalló Rubio. Una tercera línea de acción se refiere a aspectos comunicacionales, que serán abordados a nivel regional.

A su vez, se conoció que uno de los objetivos prioritarios a nivel regional es avanzar en los estudios de ordenamiento territorial y en la planificación de la infraestructura energética y portuaria que permitirá el transporte y exportación de derivados del hidrógeno. A mediados de octubre, en el próximo encuentro, se espera que puedan definirse los próximos pasos del Plan Hidrógeno Patagonia.

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El Poder Ejecutivo de Chile cruzó a la Confederación de la Producción y el Comercio (CPC) por el proyecto de ley para ampliar la cobertura del subsidio eléctrico a 4,7 millones de usuarios que propone que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) financien los subsidios ayuden a la disminución de la tarifa de las pequeñas y medianas empresas. 

¿Por qué? Desde CPC plantearon que se están cambiando las reglas de juego y criticaron abiertamente la cantidad de usuarios a los que alcanzaría la medida, siguiendo la línea de los reparos y manifestaciones en contra realizados por parte del sector energético y de algunos legisladores en las distintas mesas técnicas y sesiones de la Comisión de Minería y Energía. 

La Vocería del Gobierno de Chile ratificó la iniciativa a pesar que en las últimas semanas, el proyecto de ley recibió críticas del sector energético y de algunos legisladores en las distintas mesas técnicas y sesiones de la Comisión de Minería y Energía. 

Tal es así que la ministra vocera del Gobierno, Camila Vallejo, ratificó la iniciativa y la calificó como una “medida extraordinaria producto de una situación extraordinaria”, aunque ello implique posibles severos riesgos para el sector renovable, desde frenos a las inversiones en la materia hasta defaults financieros de las compañías. 

“El subsidio propuesto, que implica triplicar las subvenciones, es porque se produjo un alza extraordinaria en las tarifas eléctricas por un descongelamiento que había que realizar. Es decir que es un subsidio extraordinario para una situación de carga financiera familiar extraordinaria”, remarcó. 

“El subsidio, como otras políticas que hemos ido empujando, tiene que ver con conocer la realidad del país y que aquí hay una necesidad de poder acompañar a miles de hogares, hablamos del 50% de los más vulnerables, para enfrentar esta alza extraordinaria eléctrica a propósito del descongelamiento”, agregó durante una conferencia de prensa.

De todos modos, el financiamiento del subsidio por parte de los PMGD será a lo largo de tres años (2025 a 2027, incluso)  mediante un cargo transitorio a los retiros de energía del sistema, denominado “Cargo FET” (Fondo de Estabilización de Tarifas), por un monto de $1,8 kWh que se financia de la retención equivalente a las compensaciones por precio estabilizado que se pagan en conformidad al régimen transitorio del Decreto Supremo N°88/2019. 

Mientras que el apoyo a las PyMEs se daría a través de la habilitación de la inyección y retiros de energía en el mismo punto de conexión, para comercializarla con las concesionarias de servicio público de distribución que presten servicio en dicha zona.

Aunque cabe aclarar que la propuesta establece un techo anual de 500 GWh/año de la totalidad de inyecciones PMGD que podrían ser destinadas a ese mecanismo y su implementación será por medio de una bolsa de precio preferente conformada por las PyMEs y operadores de servicios sanitarios rurales que cumplan con los requisitos objetivos de focalización. 

Y si bien el proyecto de ley aún debe tratarse en el Congreso, desde el sector continúan las inquietudes respecto a cómo afectaría esta última medida al suministro eléctrico y demanda de los clientes regulados, considerando los contratos ya adjudicados en años anteriores; pero que desde el Poder Ejecutivo ratificaron en diversas oportunidades al igual que lo hizo la Vocería del Gobierno de Chile. 

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El Future Energy Summit (FES) celebrará su tercera edición en Chile este año, consolidándose como un evento clave en el ámbito de las energías renovables en Iberoamérica.

Este evento, que tendrá lugar los días 27 y 28 de noviembre en el Hotel Intercontinental Santiago, congregará a más de 500 CEOs, líderes de compañías, autoridades gubernamentales, inversionistas y expertos en tecnología para debatir sobre el futuro de la energía limpia.

FES Chile ofrece una plataforma ideal para el networking y la colaboración entre los principales actores del sector energético, incluyendo a desarrolladores de proyectos, tecnólogos, y gremios especializados en energías renovables. Durante las dos jornadas, se realizarán entrevistas exclusivas y debates que abordarán temas clave sobre las soluciones sostenibles en Latinoamérica.

Entre los oradores destacados de esta edición se encuentran figuras importantes del sector energético como Matías Steinacker, CEO de EDF Renewables Chile, Carla Tapia, Country Manager de Enercon, Rebeca Poleo, directora de proyectos de hidrógeno de ENGIE Chile, y Rossana Gaete, Gerente Global de Hidrógeno Verde de AES International Unit.

Estos líderes compartirán su visión y experiencia en la transformación energética, especialmente en lo que respecta a la transición hacia fuentes de energía más limpias y el desarrollo del hidrógeno verde.

El evento es una oportunidad única para conectar a los principales referentes de la industria y discutir las últimas tendencias y proyectos innovadores que impulsan la agenda de las energías renovables en la región.

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Future Energy Summit, la plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables creada de la unión entre Energía Estratégica e Invest in Latam, llevó adelante un nuevo webinar gratuito junto a Huawei Digital Power que representó una oportunidad inigualable para conocer las perspectivas y soluciones innovadoras para el almacenamiento energético con baterías y los desafíos para garantizar una transición energética sostenible en la región. 

Diomedes Quijano, Chief Technical Officer–Huawei Digital Power Multi-Country (Centroamérica y el Caribe), fue quien expuso sobre los últimos avances tecnológicos para el sector renovable, cómo la compañía avanza en la integración de tecnologías digitales y de electrónica de potencia que permitan habilitar la digitalización de la energía, impulsando un futuro más sostenible

“El concepto de mundo inteligente lo tenemos como parte de la misión y visión de Huawei. Queremos movernos de un enfoque energético basado en productos a un ecosistema abierto, es decir una solución intercomunicada que permite integrar la tecnología energética basada en principios electromagnéticos, mecánicos, térmicos; entre otros; a incluir la tecnología digital, donde el flujo energético pueda moverse en paralelo con el flujo de información a lo largo de todas las necesidades de la sociedad”, sostuvo. 

“Cuando podamos controlar todos estos elementos propios de la revolución energética y la revolución de las tecnologías de la información y la comunicación (TICs), y lo integremos dentro de una nube desde la cual puedan ser provistos todos los servicios energéticos necesarios para mantener eficientemente una comunidad, entonces podremos lograr que todas las emisiones de carbono lleguen a ser neutrales. Esta es la visión para una transición energética sostenible”, agregó. 

Además, el especialista remarcó que las tecnologías fotovoltaicas y los sistemas de almacenamiento energético con baterías de litio (BESS, en inglés) continúan con un crecimiento indiscutible, dejando atrás el concepto de energías alternativa largamente aplicado para la energía fotovoltaica (y a otras energías renovables intermitentes), para pasar al concepto de energía principal o primaria en un futuro cercano. Tanto es así que para el 2026, a escala mundial, los proyectos fotovoltaicos podrían alcanzar unos 558 GW de capacidad instalada, en tanto que los BESS rondarían los 196 GW de capacidad. 

Y del mismo modo, subrayó que los sistemas de almacenamiento, en combinación con los fotovoltaicos, y otros tipos de energía renovable, responden a diversas tendencias fundamentales como efectiva administración y gestión de múltiples centrales, grid-forming en múltiples escenarios, seguridad tetradimensional, gestión de electrónica de potencia a nivel de módulos y celdas (MLPE & CLPE), alto voltaje y confiabilidad, frecuencia, densidad y elevada calidad de la energía.

Por lo que Huawei se mantiene a la vanguardia tecnológica y continuará innovando para lograr mayores ventajas y rendimientos en la operación y mantenimiento de los sistemas, como por ejemplo a través de productos estrella, como son las soluciones inteligentes fotovoltaicas en cadena (Smart String PV, en inglés) o las soluciones inteligentes de almacenamiento energético en cadena (Smart String ESS, en inglés), las cuales son un complemento perfecto para las energías renovables, convirtiéndolas en una fuente de energía primaria con altos niveles de confiabilidad aplicable a escala de países (mercado eléctrico), industrias, comercio y hogares. 

“Procuramos traer el futuro de la energía a la actualidad con soluciones digitales, altamente innovadoras, fuertemente controladas para garantizar una seguridad activa desde la granularidad de la microelectrónica de la celda hasta su integración con la red. De hecho, con este tipo de tecnología hemos desarrollado proyectos de éxito por encima de los 15 GWh a escala mundial para aplicaciones diversas, y es un número que continúa creciendo sin parar”, complementó Diomedes Quijano. 

“Por ejemplo, nuestras soluciones fotovoltaicas (Smart String PV) y de almacenamiento energético con baterías (Smart String ESS), están conceptualmente concebidas para administrar distintos equipos: contenedor, inversor, estación de transformación y dispositivos inteligentes de comunicación y monitoreo, que permiten la gestión óptima de las instalaciones. Dada la tecnología modular, de fácil montaje, podemos apostar por el desarrollo de plantas de potencia virtualmente infinitas. Además, dadas las fuertes necesidades de estabilidad de la red eléctrica en los distintos mercados globales y regionales, contamos con soluciones fácilmente adaptables a múltiples servicios, dando soporte a todos los escenarios de respaldo de red, incluyendo, por supuesto, las microrredes inteligentes fotovoltaicas y de almacenamiento”, explicó. 

Y, de cara a las últimas tendencias en el almacenamiento energético con baterías de litio (BESS, en inglés), el especialista también analizó las principales características comunes se podrían plantear en baterías para lograr una armonización regulatoria en Centroamérica y Caribe, además y los requerimientos para tomar ventaja de estas tecnologías dentro de la región. Puntualmente, hizo énfasis en la necesidad de identificar las necesidades primarias de cada mercado, trazar ejes para probar esas tecnologías de manera gradual y, en función de ello, esbozar los planes donde los BESS se vean como sistemas completamente dinámicos, operativos e integrados de las matrices energéticas de cada territorio.

“Esto significa que los BESS no deben ser más vistos como un sistema de respaldo cuando se presenta algún fallo o condición operativa. Hoy contamos con la tecnología para que los BESS formen parte de una dinámica y lógica de operación diaria dentro de los distintos mercados eléctricos y la planificación de las redes a nivel nacional y regional, en múltiples niveles de acción.”, subrayó el Chief Technical Officer de Huawei Digital Power Multi-Country (Centroamérica y el Caribe). 

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El paquete de reformas constitucionales impulsadas por el gobierno federal están generando incertidumbre entre los inversionistas del sector eléctrico en México. Carlos Flores, especialista en energía, advierte que estas medidas, además de poner en riesgo la calificación crediticia del país, están incrementando los costos de financiamiento de los proyectos energéticos. Este escenario no solo afecta la competitividad del sector, sino que plantea serias dudas sobre la capacidad del país para cubrir el crecimiento de la demanda eléctrica y cumplir con sus metas de reducción de emisiones.

«Tras seis años de intentos de bloqueos en el sector, seis años que culminan con una reforma al Poder Judicial y que muy seguramente culminarán también con una reforma a los organismos autónomos, que en el sector eléctrico repercute en el operador de la red CENACE y al regulador CRE, pues no se ve un camino claro y sin riesgos», declaró Flores en conversación con Energía Estratégica.

A pesar de la gravedad de la situación, Flores aclara que esto no significa que las inversiones en energía renovable o en el sector eléctrico en general se detendrán por completo. «Lo que va a suceder es un incremento en el costo del financiamiento», explica. Este aumento en el costo del capital para las empresas que desean invertir en México implicará que la tasa interna de retorno de los proyectos suba, según estimaciones del especialista consultado las tasas podrían aumentar entre 200 y 300 puntos base, lo que a su vez impactará el costo de la energía. Flores describe este proceso como una cadena que perjudicará la competitividad de los nuevos proyectos y podrá tener un impacto directo en el consumidor.

«Es el consumidor quien va a tener que pagar su electricidad a un costo más elevado», afirma. Además, advierte que, si el gobierno decide mantener los precios bajos, «una mayor parte de sus impuestos irán dirigidos a subsidiar a la Comisión Federal de Electricidad (CFE)». En resumen, los mexicanos enfrentarán tarifas más altas o verán cómo sus impuestos financian la operación de la CFE mediante subsidios, lo que en última instancia significa un mayor costo para los ciudadanos.

Ante este panorama, surge la pregunta: ¿Podría el cambio en la presidencia, con la llegada de Claudia Sheinbaum, modificar el rumbo de las políticas energéticas en México? Carlos Flores se mostró escéptico. «Difiero de la mayoría de mis colegas», señaló en conversación con este medio, explicando que muchos expertos creen que Sheinbaum podría dar un giro en la política energética; sin embargo, según Flores, «si conectamos los puntos hacia atrás y vemos cuando Claudia Sheinbaum era alcaldesa y gobernadora, siempre siguió al pie de la letra las instrucciones del presidente López Obrador».

Basándose en este análisis, Flores prevé que las políticas de Sheinbaum seguirán la misma línea que las del actual presidente. «No veo por qué debemos esperar un cambio de rumbo», sentencia, anticipando que las inversiones en energías renovables continuarán estancadas, a excepción de la generación distribuida. Flores fue tajante: «No veo que haya una sola empresa dispuesta a nuevas inversiones en el sector».

Si el panorama no cambia, el especialista consultado advierte al menos tres problemas graves. El primero es el incremento de costos para los consumidores, como ya se mencionó. En segundo lugar, la incapacidad de México para cubrir el crecimiento de la demanda eléctrica. «Si no se pudo cubrir la demanda actual, ¿cómo vamos a cubrir la demanda futura?», cuestiona. El tercer gran problema que Flores identifica es la incapacidad de México para cumplir con sus compromisos internacionales en materia de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. «Aunque este ha sido un tema de baja prioridad para el partido en el poder en los últimos seis años, no podemos ignorar sus implicaciones a largo plazo», señala.

Una política energética sin lógica financiera

Carlos Flores también expresó su preocupación por el retroceso que está experimentando el sector energético en México. «Estamos volviendo a las decisiones de los años 70 y 80, donde todo giraba en torno a la popularidad del presidente, sin ninguna lógica financiera detrás», sostuvo. En su opinión, el enfoque en «rescatar» las empresas públicas y perseguir una soberanía energética «ficticia» solo agravará los problemas que enfrenta el país.

Con este análisis, el especialista concluye que las reformas constitucionales, lejos de traer estabilidad al sector energético, están aumentando la incertidumbre y los costos de las inversiones, con efectos directos sobre los consumidores y el futuro de las energías renovables en México, complicando aún más su camino hacia una transición energética sostenible.

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Risen Energy, uno de los líderes mundiales en soluciones de energía renovable, participó en RE+ 2024, el evento más grande e importante de Norteamérica para la industria de la energía limpia, celebrado en Anaheim, California. Durante el evento, la empresa destacó sus tecnologías de vanguardia, con énfasis en el Sistema de Almacenamiento de Energía en Baterías (BESS) y los módulos fotovoltaicos con tecnología HJT (heterounión), ambos ya disponibles para la venta en Brasil y en varios mercados globales.

Risen Energy presentó su gama Hyper-Ion, equipada con la innovadora tecnología HJT, reconocida por su alta eficiencia, rendimiento superior a altas temperaturas y el menor coeficiente de degradación del mercado. Estos módulos fotovoltaicos son ideales para proyectos de energía solar a diversas escalas, reafirmando el compromiso de la empresa de ofrecer a los clientes soluciones de alto rendimiento y un bajo coste total de propiedad.

Durante el evento, Risen Energy tuvo la oportunidad de conectar con socios estratégicos de los mercados americano y latinoamericano, nuevos clientes e importantes líderes de la industria. El crecimiento del mercado solar, combinado con la expansión de las tecnologías de almacenamiento de energía, fueron temas centrales en las conversaciones con los participantes.

«RE+ 2024 fue una oportunidad única para demostrar cómo nuestras tecnologías están a la vanguardia de la transición mundial hacia la energía limpia. El mercado de almacenamiento de energía, en particular, tiene un enorme potencial de crecimiento, tanto en Brasil como a nivel internacional. Estamos entusiasmados por seguir liderando esta transformación con nuestras soluciones BESS y los módulos solares más avanzados», afirma Thiago Canal, Overseas Growth Business Manager de Risen Energy.

La feria también brindó a Risen Energy la oportunidad de estrechar relaciones con clientes de larga data y establecer nuevas asociaciones que serán clave para el futuro de la empresa.

Con sede en China, Risen Energy sigue ampliando su presencia global, aportando innovación en energía solar y soluciones de almacenamiento a mercados de todo el mundo.

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Parque Eólico Arauco, empresa 100% dedicada a la generación de energía renovable en la Provincia de La Rioja (Argentina), planea superar los 450 MW renovables instalados en el corto plazo, a través de la hibridación de sus parques, mientras avanza en dos proyectos pilotos de hidrógeno verde y almacenamiento de energía.

La compañía ya cuenta con 250 MW eólicos operativos y “está por llevar adelante más de 50 MW eólicos y 150 MW para parques híbridos”, además de los 25,5 MW adjudicados en la licitación RenMDI del 2023, según informó Osvaldo Navarro, asesor de Parque Eólico Arauco, durante un evento organizado por el Consorcio H2ar al que asistió Energía Estratégica.

A partir de ello, la firma riojana busca tener los primeros dos parques renovables híbridos de Argentina y estar a la vanguardia en Sudamérica en conectar energía eólica y solar en el mismo punto, con el objetivo de aprovechar mucho más las estaciones transformadoras y las líneas de despacho que poseen. 

Y cabe recordar una de esas centrales se dio en convenio entre Parque Eólico Arauco e IMPSA, firmado en mayo del año pasado (ver nota), y en su momento se comunicó que el proyecto demandará una inversión total de USD 49.000.000 y evitará la emisión de aproximadamente 1.000.000 de toneladas de CO2 durante 20 años al generar energía totalmente limpia. 

“De todos modos, no alcanza con los grandes parques para una mejor penetración y por eso empezamos a estudiar proyectos de almacenamiento e hidrógeno verde. Por lo que buscamos proyectos de pequeña escala que permitan adquirir capacidad técnica y conocimiento con proveedores, que sean escalables, que tengan una demanda flexible y que tengan visibilidad en la realización”, sostuvo Navarro

Es por ello que Parque Eólico Arauco insiste en dos proyectos de baja escala que ya se encuentran en etapa de prefactibilidad y que no sólo se vinculan con la generación de energía renovable, sino también con el hidrógeno verde para la movilidad sustentable y el almacenamiento de energía. 

El primero de ellos es un electrolizador piloto de 1 MW de capacidad para alcanzar costos competitivos para la producción de H2V, que es considerado uno de los combustibles del futuro. Dicho vector permitirá abastecer 15 ómnibus urbanos con tecnología de co-combustión con costo de USD 1,2 por kilómetro. 

“Además, el proyecto es escalable a 25 MW de potencia y el parque de 500 MW tendrá curtailment, pero podrá abastecer 300 micros y un modelo de gas-blending para alrededor del parque; con el que llevaremos el costo a USD 1 / km”, aseguró el especialista. 

Mientras que el proyecto de almacenamiento se debe a que el sur de La Rioja tiene “dificultades” para abastecimiento de energía y usa generación forzada; por ende Parque Eólico Arauco presentó un proyecto a la convocatoria “AlmaMDI” (lanzada a fines del año pasado) para paliar tal situación. 

“Propusimos módulos de electrólisis de 2,5 MW por parques solares de no más de 5 MW de capacidad, complementados con storage y esa energía se devuelve por la noche mediante celdas de hidrógeno. Incluso, CAMMESA se vio interesada en esta tecnología y quedó en estudio para la próxima etapa de AlmaMDI”, concluyó. 

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El CoordinadorEléctricoNacional(CEN) de Chile notificó al ministro de Energía, Diego Pardow, por una problemática que afecta al desarrollo y perfeccionamiento del sistema de transmisión, lo que impacta directamente en el proceso de transición energética del país. 

La misiva enviada días atrás informa que hay más de 70 obras de transmisión discontinuas, ya sea porque fueron declaradas desiertas (por la ausencia de proponentes u ofertas más elevadas que el precio de reserva) o abandonadas por las empresas constructoras adjudicadas en las licitaciones correspondientes. 

Este hecho que despierta las alarmas en el sector, debido a que muchos de los proyectos en cuestión corresponden al sistema de transporte eléctrico zonal y tienen el propósito de mejorar la calidad de servicio de los habitantes del país. 

Y de acuerdo a lo manifestado por la carta del Coordinador Eléctrico, la principal causa de la falta de ofertas en los procesos de licitación radica en que “los valores de inversión referenciales no reflejan las condiciones actuales de la industria”. 

“En los últimos años, hemos observado un aumento significativo en los costos de las obras de transmisión, atribuido a procesos inflacionarios surgidos tras la pandemia y el conflicto Ucrania-Rusia, la alta demanda global de las cadenas de suministro de equipamiento necesario, y el alza en los componentes nacionales”, sostiene el documento. 

“Estas mismas razones generan un desajuste con los valores de reserva definidos por la Comisión Nacional de Energía, lo que ha llevado a que las licitaciones sean declaradas desiertas incluso cuando se han recibido ofertas”, agrega.

Incluso, varios de los 23 proyectos desiertos fueron relicitados en tres oportunidades y una de ellas en cuatro ocasiones (aumento de capacidad de transmisión en línea 1×66 kV El Maitén – El Paico – El Monte). 

Mientras que los motivos de los abandonos de la infraestructura adjudicada están vinculados a mayores costos de construcción prevalecientes. Es decir que se condice con la situación del rubro transportista y la diferencia en los valores, a pesar que en el transcurso de este año el CEN haya tenido propuestas y adjudicado ganadores en diferentes convocatorias de esta índole. 

“Lamentablemente, en el último tiempo, el riesgo regulatorio aumentó por distintas razones. Hoy se refleja en las licitaciones, con señales de precio fuera de mercado y como un elemento más del escenario de incertidumbre. Pero lo que realmente importa es despejar las fuentes del riesgo y recuperar la confianza de los inversores”, manifestaron desde la Asociación de Transmisoras de Energía de Chile, gremio que agrupa a las empresas que operan el 58% de las líneas de alta tensión y el 100% de las líneas de 500 kV. 

Y si bien el Coordinador Eléctrico Nacional vaticinó la repetición de ese tipo de acontecimientos en el futuro ante una falta de actualización de los valores referenciales de inversión y desincentivos para el sector, también propuso una serie de medidas para evitarlo:

Actualizar los valores referenciales de inversión de las obras a relicitar
Añadir una fórmula de indexación del valor entre la fecha de adjudicación y la fecha de finalización de la obra, como por ejemplo de costos de materiales, tipo de cambio y mano de obra, con el fin de remunerar al contratista adjudicado conforme a los costos vigentes en el mercado. 
Definir los valores de reserva de las obras sobre una base de costos más actuales al momento de la adjudicación.

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A menos de 100 días de haber iniciado el gobierno de José Raúl Mulino, el sector eléctrico empieza a tomar una posición estratégica en la política local. Desde la Secretaría de Energía, liderada por Juan M. Urriola, ya anunciaron revisiones a las bases del mercado.

En el centro del debate está la posible modificación de la Ley 6 de 1997, que regula el sector eléctrico. Esta ley, que ha regido durante más de dos décadas, podría ser objeto de cambios impulsados por la nueva administración.

Ramiro Troitiño, presidente de la Cámara Panameña de Generadores Hidroeléctricos (CAPAGEH), ha expresado su respaldo a esta propuesta, aunque con ciertas reservas. «Creo que en términos generales es bien recibido que se quiera modernizar la ley porque ya tiene su tiempo», comentó Troitiño. Sin embargo, destacó la necesidad de esperar a conocer los detalles concretos de la propuesta.

Sobre esta ley que establece el régimen al que se sujetarán las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, el presidente de CAPEGEH subrayó puntos clave para la liberalización de la comercialización de la energía, que actualmente está en manos de las distribuidoras.

Troitiño explicó que esta medida podría tener un impacto positivo en el mercado: «Nos parece bien liberalizar la comercialización de la energía que actualmente está monopolizada por las distribuidoras. Se espera que el comercializador sea como un agente que permita dinamizar el mercado, y eso nos parece bien a todos», afirmó.

Según el referente del gremio de hidroeléctricas, la introducción de un agente comercializador independiente podría fomentar una mayor competencia y generar beneficios tanto para los generadores como para los consumidores. «Eso funciona en otros países y ha dinamizado muchos mercados, ya que ha logrado hacer que se venda más y que se venda a mejor precio», añadió.

Sin embargo, Troitiño también observó que la forma de implementación de esta medida será crucial para su éxito. «Cómo se implementará no se sabe. Esperamos que el distribuidor siga siendo comercializador, pero que no tenga monopolizado ese servicio», señaló.

Según pudo saber Energía Estratégica por fuentes extraoficiales, un primer anteproyecto de modificación a la Ley 6 sería compartido con partes interesadas este jueves 19 de septiembre, de manera de despejar algunas dudas que ya están empezando a tomar relevancia en el mercado.

Interrogantes sobre la participación de empresas estatales

A pesar del enfoque del gobierno en apoyar a la empresa privada, Ramiro Troitiño advirtió que desde la actual administración estarían anticipando cambios en las empresas estatales del sector eléctrico.

Un primer aspecto que observó fue el papel que adquirirán la estatal EGESA, la empresa de generación eléctrica de Panamá: «no tiene sentido que el Estado esté tratando de participar más de una actividad económica que ya está atendida por los privados». En su opinión, la participación de EGESA en el mercado no solo es innecesaria, sino costosa, ya que la empresa estatal no ha logrado cubrir sus costos y representa una carga para los contribuyentes. «Nos cuesta 1 millón y medio al año en nuestros impuestos», lamentó el referente empresario en conversación con este medio.

En este contexto, la figura del comercializador se posiciona como una oportunidad para aumentar el dinamismo en el sector eléctrico. «Es sin duda una forma de incorporar la competencia en el sector de distribución, un sector donde realmente no hay competencia porque son monopolios sectoriales», comentó Troitiño. Para él, la falta de competencia ha afectado la eficiencia del mercado, y la liberalización podría ser una solución efectiva. Sin embargo, reconoció que existe resistencia por parte de las distribuidoras, mientras que las generadoras están a favor de la medida.

Por otro lado, el presidente de la Cámara Panameña de Generadores Hidroeléctricos (CAPAGEH) sugirió que un aspecto adicional a considerar es la apertura del sector de transmisión, actualmente controlado por la estatal ETESA. «Debería ver cómo se busca ahora con el cambio de la ley abrir un poco ese sector para que haya competencia», afirmó, señalando que, aunque no podría sugerir cómo llevarlo a cabo, la posibilidad de que otros agentes puedan ofrecer servicios de transmisión en competencia con ETESA podría ir en pos de la eficiencia del sector.

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LUMA Energy ServCo, LLC. (LUMA) emitió una Solicitud de Propuestas (RFP) para diseñar y construir dos sistemas de microrredes en las islas de Vieques y Culebra.

Mario Hurtado, vicepresidente y Chief Regulatory Officer de LUMA Energy precisó a Energía Estratégica que el proyecto contempla la instalación de plantas fotovoltaicas y baterías de respaldo en ambas islas.

En Vieques, se espera que la planta solar tenga una capacidad de 12 MW, mientras que la de Culebra alcanzará los 3 MW. En cuanto a la capacidad de las baterías, el sistema de almacenamiento de Vieques será de 8 MW/8 MWh, y el de Culebra contará con 4 MW/4 MWh, ambos equipados con transformadores elevadores.

«Cada BESS debe estar interconectado en un alimentador de 38 kV, aguas arriba de las subestaciones de distribución existentes para ambas islas, con tamaños proporcionales al nivel de demanda y con energía para satisfacer la demanda de carga durante las duraciones aplicables a cada una de las opciones de tamaño descritas», detalló Hurtado.

El proceso de licitación ha avanzado con la publicación de una primera adenda ayer 16 de septiembre del 2024, que actualiza las fechas clave del cronograma. Allí, se aclara que la primer visita a los sitios seleccionados iniciarán hoy mismo, 17 de septiembre, repitiéndose este viernes 20, y una segunda visita está prevista para el 1 y 3 de octubre del 2024.

Cualquier interesado que planee asistir a las visitas al sitio debe registrarse previamente enviando un correo electrónico a procurement@recomspr.net, incluyendo los nombres y correos electrónicos de todos los asistentes.

Luego de las visitas y antes del 8 de noviembre de 2024, los interesados en presentar una oferta deberán enviar un documento expresando su intención de participar, a través de la plataforma del proceso alojada por PowerAdvocate, parte de Wood Mackenzie. Y, en la misma plataforma presentar sus propuestas hasta el 11 de noviembre del 2024 como fecha límite.

Ahora bien, para tener acceso a los documentos necesarios para formular sus propuestas, las empresas interesadas deberán además completar un Acuerdo de Confidencialidad en la plataforma PowerAdvocate, que es obligatorio por parte de la Oficina de Adquisiciones de Terceros (3PPO).

La propuesta forma parte de las medidas de mitigación de riesgos de la sección 406, diseñada para garantizar que la infraestructura crítica de ambas islas continúe operando durante desastres naturales; por lo que, esta convocatoria tiene como principal objetivo mejorar tanto la calidad como la resiliencia del sistema eléctrico. Además, la integración de fuentes renovables y almacenamiento de energía permitirá una menor dependencia de los generadores diésel, que hasta ahora han sido la base de la generación de energía en estos territorios.

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De acuerdo con la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER), Guatemala tiene aún un 88% de su potencial de energías renovables por impulsar. De los 5000 MW de energía hidráulica aprovechable, solo se han utilizado 1528 MW. En el caso de la energía geotérmica, de los 1000 MW disponibles, únicamente 34 MW están en operación. Pero aquello no sería todo. Las cifras para la energía eólica y solar son reveladoras: de los 700 MW potenciales a partir de la cinética del viento, solo 107 MW están operativos y, con tecnología fotovoltaica, de un estimado de 7000 MW de capacidad solar, el país apenas cuenta con 523 MW instalados.

Este subaprovechamiento de los recursos naturales resalta la importancia de la licitación PEG-5, un proceso que podría marcar un cambio significativo en el panorama energético del país porque promete ser la más grande de la historia de Guatemala al contratar en el orden de los 1200 MW a 1500 MW, de acuerdo a las últimas declaraciones de autoridades.

La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) trabaja con la meta de emitir los Términos de Referencia (TDR) de esta licitación en octubre (ver más) para brindar mayores certezas, lo que tiene en vilo al sector empresario tanto local como extranjero:

«La expectativa en torno al PEG-5 es alta, ya que se espera que la CNEE defina los términos de referencia que guiarán el proceso», afirmaron desde AGER. Los TDR serán clave para sentar las bases de una licitación que atraiga inversiones de empresas que busquen contribuir al crecimiento del sector eléctrico en Guatemala, y signifique el inicio de un mejor aprovechamiento del potencial renovable del país.

Una de las novedades que se dieron a conocer en la antesala de este proceso fue la aprobación de modificaciones a 12 Normas de Coordinación que habilitan a que puedan funcionar en el país sistemas de almacenamiento y proyectos de Generación Híbrida Autónoma (GHA) compuestos por centrales solares y eólicas con baterías. De allí que, renovables con o sin almacenamiento podrían ofertar en la próxima licitación de Guatemala.

«Creemos que el almacenamiento de energía es una innovadora alternativa que permite el desarrollo óptimo de las tecnologías renovables contribuyendo a incorporar un suministro seguro en el sistema eléctrico nacional, que disminuye la dependencia de combustibles fósiles y maximiza el uso de fuentes renovables, contribuyendo a mantener tarifas bajas para los usuarios finales. Esto, a su vez, aumenta la competitividad para los proyectos renovables, lo que puede hacer que la licitación PEG-5 sea más atractiva para nuevos inversionistas y desarrolladores», consideró un portavoz de AGER.

El almacenamiento también abre la puerta a nuevos modelos de negocio en el sector energético. Las empresas ahora pueden participar en el aporte de potencia al mercado mayorista, regulando de manera más eficiente el recurso renovable primario. También se abren oportunidades en el mercado de reservas operativas, contribuyendo a la calidad y seguridad del abastecimiento energético. ¿Cómo se puede conseguir eso? Desde AGER explicaron:

• Aprovechando los sistemas de almacenamiento se puede optimizar el recurso primario ya sea agua, viento sol, a través del llenado de estos sistemas con la energía propia disponible en horas de menor demanda o cuando se tenga el recurso y tener esa energía disponible en los periodos de mayor requerimiento de los consumidores, ejemplo: se puede usar parte de la energía solar en horas del día para almacenar en baterías y tenerla disponible en las horas de la noche, o bien en horas de la madrugada.
• Otro aprovechamiento es utilizar esos sistemas de almacenamiento para aportar las reservas operativas al sistema, contribuyendo a garantizar la calidad y seguridad del suministro, se almacena la energía y se dispone para momentos en los cuales se requiere para cubrir el faltante de otras tecnologías de generación.

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El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile llevó a cabo la apertura de ofertas administrativas y técnicas de la licitación para la construcción y ejecución de obras de transmisión incluidas en los Decretos Exentos Nº4 del 2024, N°200 del 2022 y N°185 del 2021. 

Puntualmente, el proceso recibió el interés de las diez firmas Tucapel Energía, Changshu Fengfan Power, Monlux, Sistema de Transmisión del Sur, Ametel, Conexión Kimal Lo Aguirre, Elecnor, Bac Ingenieros, PowerChina y Quantum Energy. 

Dichas empresas presentaron ofertas para 28 obras de transmisión, con plazos de ejecución oscilan entre 18 y 60 meses, siendo mayormente para ampliar las subestaciones eléctricas del Sistema Eléctrico Nacional de Chile (SEN). 

Aunque es preciso mencionar que otros 15 proyectos quedaron sin ofertas (8 de las cuales fueron retiradas del proceso a sólo semanas de entregar oferta), a pesar que varias de estas obras fueran relicitadas tras el incumplimiento de las obligaciones establecidas en el proceso del 2023, a pesar que en aquel entonces hubo siete empresas interesadas (ver nota)

Una de las particularidades es que Elecnor fue la única compañía que ofertó en la obra que más tiempo y dinero demandará para realizarse: Tendido segundo circuito línea 2×500 kV Ancoa – Charrúa. Proyecto de más de USD 60.200.000 de valor de inversión referencial, lo que representa más de un tercio de toda la convocatoria. 

Mientras que Ametel (Andaluza de Montajes Eléctricos y Telefónicos) fue la firma con mayor cantidad de propuestas (10), seguida por Monlux (6) y Sistema de Transmisión del Sur (5). 

Aquellas iniciativas que cumplan con los requisitos y la completa presentación de la información, avanzarán en el proceso licitatorio y recién se conocerán las ofertas económicas el jueves 14 de noviembre. En tanto que la adjudicación se realizará el día 22 de dicho mes. 

Y cabe mencionar que cada propuesta de esta convocatoria tendrá una validez que deberá extenderse, por lo menos, 300 días hábiles a contar de la fecha de cierre del período de recepción de propuestas. 

A continuación, una por una las ofertas:

Tucapel Energía

Amp S/E Gorbea
Amp S/E Entre Ríos 500 kV (IM) y 220 kV (IM)

Changshu Fengfan Power 

Aumento de capacidad línea 2×220 kV Nueva Zaldívar – Likanantai
Amp S/E Taltal (NTR ATMT)
Amp S/E Kimal 220 kV (IM)
Amp S/E Monte Mina 220 kV (IM)

Monlux

Amp S/E Casas Viejas
Amp S/E Hospital (NTR ATMT)
Amp S/E Retiro 66 kV (BS), nuevo transformador (NTR ATMT) y seccionamiento de la línea 1×66 kV Parral – Tap Longavi en S/E Retiro 66 kV
Amp S/E Escuadrón
Amp S/E Andalién (NTR ATMT)
Amp S/E Villarrica (NTR ATMT)

Sistema de Transmisión del Sur

Amp S/E Polpaico 
Amp S/E Rungue
Refuerzo tramo TAP Vitacura – Vitacura
Amp S/E Paillaco (NTR ATMT) y seccionamiento línea 1×66 kV Llollelhue – Los Lagos
Amp S/E Dalcahue

Andaluza de Montajes Eléctricos y Telefónicos (Ametel)

Amp S/E Casas Viejas
Amp S/E Los Poetas
Amp S/E Pozo Almonte
Amp S/E Villarrica
Amp S/E Pumahue
Amp S/E Polpaico 
Amp S/E Recoleta (NTR ATMT)
Amp S/E El Rosal 220 kV (IM)
Amp S/E Purranque (NTR ATMT)
Amp S/E Tineo 

Conexión Kimal Lo Aguirre

Amp S/E Kimal 220 kV (IM)

Elecnor 

Tendido segundo circuito línea 2×500 kV Ancoa – Charrúa
Amp S/E Parinas (NTR ATAT)
Amp S/E Parinas 500 kV (IM) y 220 kV (IM)

Bac Ingenieros

Aumento de capacidad línea 1×66 kV Charrúa – Chillán

Powerchina 

Amp S/E Parinas (NTR ATAT) 
Amp S/E Parinas 500 kV (IM) y 220 kV (IM)
Amp S/E Algarrobal 220 kV (IM)
Amp S/E San Juan 66 kV (BPS), reemplazo transformadores (RTR ATMT) y seccionamiento de la línea 2×66 kV Pan de Azúcar – Guayacán en S/E San Juan 66 kV

Quantum Energy

Amp S/E Villarrica (NTR ATMT)

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La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA) y la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT) presentaron un estudio sobre las inversiones necesarias en infraestructura de distribución para el cumplimiento de las metas ambientales de Argentina. 

El reporte sigue la misma premisa que aquel presentado días atrás para toda la región (ver nota), por lo que también plantea un escenario optimista (efectivo) y otro conservador (parcial) de transición energética al 2040, relacionados con los vectores de electrificación de nuevos usos, electromovilidad, conexión de generación distribuida renovable, digitalización y automatización, infraestructura AMI, calidad de servicio, actualización de la red, almacenamiento de baterías, normalización/pérdidas y universalización de la energía.

Puntualmente, el escenario de transición energética efectiva al 2040 arroja que Argentina requerirá alrededor de USD 40.000 millones en inversiones para llegar a cumplir todas las metas planteadas (promedio de USD 2400 millones por año); de los cuales USD 13.000 millones se encuentran relacionadas con el propio crecimiento tendencial de la demanda y los restantes restante USD 27.000 millones con los 11 vectores mencionados. 

“La actualización y modernización de la red es el vector que mayor peso tiene, y cuando se menciona la conexión a recursos de generación distribuida es la adecuación del sistema para que haya una penetración elevada al 20%”, aclararon desde la consultora Grupo Mercados Energéticos.

“El componente que más demanda inversión es aquel de actualización de la red, lo que también habla que Argentina tiene un buen nivel de acceso y cobertura eléctrica, pero también un problema de redes que llevan años sin actualizaciones ni modernizaciones, lo que sería un reto para el país”, agregó Roberto Cajamarca, director de Gestión del Conocimiento de ADELAT, durante una charla a la que asistió Energía Estratégica.   

Mientras que en el escenario de transición energética parcial y más conservador, en línea con el estado actual, las inversiones necesarias serán de USD 25.000 millones, repartidos en USD 11.000 para el crecimiento tendencial base y USD 14.000 millones para la transición de caso parcial. Hecho que representaría cerca de USD 1400 millones por año. 

“Una de las conclusiones del paper de regulación es que debemos remunerar los costos reales. Por ejemplo, algunos países utilizan costos reales basados en modelos de benchmark y son buenas prácticas trasladables para Argentina, en un momento importante para la regulación y la amplia discusión sobre el modelo normativo”, aseguró Alessandra Amaral, directora ejecutiva de ADELAT.

Bajo esa misma premisa, desde la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT) manifestaron que su agenda coincide con la del Poder Ejecutivo de Argentina, considerando que desde la campaña electoral augura sincerar las tarifas energéticas, a fin de que éstas poco a poco reflejen el costo real del suministro. 

Entre esas medidas del gobierno argentino, se destacan el enfoque en la eficiencia energética y en planes destinados al sector comercial del país, como por ejemplo el lanzamiento Programa de Reconversión y Eficiencia Energética que promoverá la adquisición de tecnologías eficientes en hogares y empresas mediante créditos a tasas preferenciales y competitivas. 

O mismo a través del aumento del límite de potencia de la generación distribuida de 2 MW a 12 MW para los Usuarios – generadores mayores (UGma – potencia contratada de más de 300 kW), sean individuales, comunitarios o comunitarios virtuales.

“Incluso, el Subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Damián Sanfilippo, reconoció la importancia de las inversiones en distribución explicadas en el informe, de atender la coyuntura y cuestiones urgentes, pero sin perder de vista la necesidad de avanzar en la cuestión regulatoria y habilitación de las tendencias de la transición energética”, complementó el director de Gestión del Conocimiento de ADELAT.

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El almacenamiento de energía en baterías ha despertado un interés creciente a nivel mundial, y Latinoamérica no es la excepción. Durante la reciente feria RE+, uno de los eventos más grandes del sector energético en Estados Unidos, Fortress Power destacó como uno de los principales exponentes en el desarrollo de soluciones energéticas resilientes y escalables.

La compañía estadounidense, con sede en Pensilvania, presentó su más reciente oferta de productos a un público diverso, que incluyó una gran cantidad de asistentes de América Latina y el Caribe, principalmente de México y Colombia, pero también de otros países como Guatemala, Honduras, Argentina, Puerto Rico y Jamaica.

María Elena Barrera, LATAM Business Development Manager en Fortress Power, compartió detalles sobre la experiencia con Energía Estratégica: “La recepción que tuvimos en el Booth de Fortress Power fue súper buena”, introdujo, y destacó la alta participación de visitantes latinoamericanos, lo que fue coincidente con su estrategia de equipo presente durante la feria. “Este año trajimos a siete personas de habla hispana que son parte del equipo de Fortress Power porque sabemos que siempre vienen clientes de Latinoamérica. La verdad es que habían visitantes que ya son clientes de nosotros hace mucho tiempo y también personas interesadas en proyectos especiales y muy significativos para los distintos países latinoamericanos”.

“Me encontré con una persona que estaba buscando una batería justamente de más o menos 160 kWh y estaba teniendo problemas para encontrarla porque muchas baterías son muy pequeñas u otros fabricantes están yendo ya más hacia utility scale, arriba del MW. Con Fortress Power, puedes empezar desde 5.4 kWh con nuestras baterías pequeñas que sirven tanto para residencial como para comercial, hasta 4.6 MWh con nuestras soluciones comerciales”, explicó Barrera.

Entre las innovaciones más llamativas de Fortress Power estuvieron cuatro productos clave, tres de ellos completamente nuevos. El que tiene más trayectoria en el mercado fue el eSpire Mini, una solución comercial e industrial que va desde 81 kWh hasta 266 kWh, equipada con inversores, baterías y un sistema de gestión integrado.

Otros productos nuevos incluyen la batería stackable eForce de 9.6 kWh, diseñada para exteriores, y la eFlex Max, una actualización de su versión anterior, que ahora cumple con los estrictos requisitos del código de construcción de California. Asimismo, el sistema Avalon de alto voltaje llamó la atención con su panel inteligente de energía, certificado por UL, que facilita el control de las cargas y asegura una gestión eficiente.

Como aspecto destacado, recibieron consultas sobre microrredes y Virtual Power Plants (VPP). Aquello no es menor, y menos tarándose de Fortress Power que ya cuenta con una participación activa en programas de plantas virtuales de energía en siete estados de Estados Unidos, incluido Puerto Rico. En este archipiélago están impulsándose proyectos varios que están siendo vistos desde todo el continente con ánimos de replicarlos.

Entre la delegación de puertorriqueños que viajaron a California en el marco de la feria RE+, María Elena Barrera, LATAM Business Development Manager en Fortress Power, subrayó la asistencia de actores importantes de la industria fotovoltaica en Puerto Rico como Ángel Zayas, propietario de AZ Engineering, e Irving Cruz, presidente de Synerlution PR, que han sido fundamentales para la instalación de cientos de sistemas de energía solar en la isla y con quienes Fortress Power han impulsado proyectos clave.

En tal sentido, es preciso indicar que Fortress Power se destaca no solo por sus productos innovadores que pueden ser implementados en el segmento residencial o comercial aplicándose hasta microrredes y plantas virtuales, sino también por su compromiso con la educación y el soporte técnico, especialmente en mercados como el puertorriqueño.

La compañía ofrece entrenamientos constantes a instaladores, tanto de manera virtual como presencial, asegurando que los sistemas se instalen correctamente y que los clientes puedan disfrutar de soluciones energéticas confiables y de alta calidad. «En las tormentas de Fiona y Ernesto, el número de llamadas de nuestro call center fue muy bajito. Más bien tuvimos tantos mensajes de agradecimiento porque pues realmente el producto es muy confiable», señaló Barrera.

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El Comité Especial de Nominaciones, integrado por Marco Mancilla, Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, Cristina Orellana, Consejera del Consejo de Alta Dirección Pública, Nicolás Rojas, Presidente del Tribunal de Defensa de la Libre Competencia, y Carlos Silva, integrante del Panel de Expertos, en sesión de fecha 12 de septiembre de 2024, resolvieron seleccionar como Consejeros a Bernardita Espinoza Valdivia y Carlos Finat Díaz, quienes desempañarán dicho cargo hasta octubre del año 2029.

La Ley N°20.936, que establece un nuevo Sistema de Transmisión Eléctrica y crea el Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, señala que este organismo será dirigido y administrado por un Consejo Directivo, compuesto por cinco consejeros.

Estas designaciones, que se harán efectivas a partir del 11 de octubre próximo, se producen luego de la culminación de un proceso de selección que el Comité Especial de Nominaciones llevó a cabo entre julio y septiembre de este año. Al concurso se presentaron 37 postulantes, de los cuales 18 postulantes de connotada experiencia en el sector eléctrico pasaron a la etapa final.

Reseñas

Bernardita Espinoza Valdivia es ingeniera civil industrial de la Universidad de Chile, magíster en derecho mención derecho regulatorio y empresa en la Pontificia Universidad Católica de Chile, cuenta con más de 23 años de trayectoria profesional, destacando su rol como gerente general de las empresas Eletrans.

Carlos Finat Díaz es ingeniero civil electricista de la Universidad de Chile, cuenta con más de 40 años de trayectoria profesional, desempeñando roles gerenciales y directivos principalmente en la industria de energía, fue Director Ejecutivo de ACERA A.G. y Director Ejecutivo del CDEC-SING.

De esta forma, el Consejo Directivo del Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional quedará conformado por don Juan Carlos Olmedo, como Presidente; la consejera Bernardita Espinoza, y los consejeros Carlos Finat, Jaime Peralta y Humberto Espejo.

La entrada Bernardita Espinoza y Carlos Finat son elegidos como nuevos consejeros del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) de Guatemala está avanzando a paso firme en la autorización de generadores renovables, con importantes anuncios en el horizonte.

Claudia Marcela Peláez, directora de la CNEE, señaló en una entrevista exclusiva para Energía Estratégica que este año ya se han otorgado permisos para la conexión de 18 nuevos Generadores Distribuidos Renovables, que en conjunto suman 69 MW de capacidad instalada.

«Actualmente, tenemos en proceso 30 solicitudes nuevas por un total de 121 MW», añadió Peláez. Además, adelantó que la autorización de conexión para plantas de generación solar fotovoltaica mayores a 5 MW se encuentra en las fases finales de desarrollo, entendiendo que hay un gran interés de incorporar proyectos de escala.

Otra de las grandes tareas de la CNEE en curso es la preparación de las bases para la licitación PEG-5, que promete ser la más grande en la historia de Guatemala. La directora de la CNEE aseguró que «Actualmente se trabaja para cumplir la meta de emitir los Términos de Referencia en el mes de octubre». Y, aunque señaló que lograrlo dependerá también de varias actividades en desarrollo que involucran a las Distribuidoras, se vienen cumpliendo los cronogramas hasta la fecha, por lo que declaró «considero que pronto la CNEE estará haciendo anuncios sobre el tema».

En cuanto al marco regulatorio, en el primer semestre del año, la CNEE aprobó las modificaciones a 12 Normas de Coordinación, habilitando así la regulación a nivel normativo, para que los sistemas de almacenamiento y el concepto de Generación Híbrida Autónoma (GHA) para centrales solares y eólicas pueda funcionar en el país.

Luego de la normativa de almacenamiento energético aprobada en mayo de este año, la CNEE está impulsando diversas modificaciones para adaptarse a las nuevas tecnologías del sector. Peláez mencionó que se está revisando la Norma Técnica para la Conexión, Operación, Control y Comercialización de la Generación Distribuida Renovable (NTGDR), con el objetivo de simplificar los procesos de conexión y gestionar de manera eficiente los excedentes de energía generados por los auto productores. «Nos estamos asegurando de que estas tecnologías operen de manera segura, sin afectar la red de distribución», indicó.

Además, la CNEE trabaja en la actualización de normas de calidad y de instalaciones en transmisión y distribución, y en la emisión del primer código eléctrico nacional, el NTG 20202.

«Queremos que distintas instalaciones eléctricas transmitan confianza de seguridad a los usuarios, siendo también más eficientes», concluyó Claudia Marcela Peláez, directora de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), enfatizando el compromiso de la CNEE con la innovación y la mejora continua del sector energético en Guatemala.

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Continúan las repercusiones tras la revisión del anteproyecto de la Norma Oficial Mexicana NOM019-CRE-2024 para “Sistemas Fotovoltaicos – Módulos Fotovoltaicos, Inversores y Estructuras de Montaje – Requisitos de Seguridad y Métodos de Prueba”.

Ayer, comunicábamos que Walter Julián Ángel Jiménez, comisionado de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), destacó el trabajo realizado por el Grupo de Trabajo (GT), compuesto por 375 expertos, que se reunió desde el 6 de mayo hasta el 9 de septiembre de 2024. Este grupo tuvo como misión actualizar y dar mayor claridad a los lineamientos propuestos en el anteproyecto.

Entre ellos, Marco Antonio Guzmán Aguilar, presidente del Comité de Competencias de Energías Renovables y Eficiencia Energética de CONOCER y socio del Consejo de Profesionales en Energía Fotovoltaica (CPEF), resaltó que la coordinación del proceso fue ejemplar, mencionando la amplia participación de actores clave en la industria fotovoltaica. “La CRE convocó a representantes de diversos sectores: academia, asociaciones, proveedores, laboratorios, CFE, CENACE, entre otros”, señaló a Energía Estratégica.

Según Guzmán Aguilar, la revisión se centró en aspectos fundamentales como los inversores, los módulos fotovoltaicos y las estructuras de montaje, con especial atención en los requisitos de seguridad y los métodos de prueba. Este proceso exhaustivo, aseguró, dio lugar a un documento que será pronto sometido a la opinión pública:

“El objetivo es recabar las propuestas y comentarios de la industria y otros interesados para fortalecer el documento final”, indicó. Con esto, se pretende que la norma garantice la calidad de los materiales y equipos utilizados en la infraestructura fotovoltaica, lo que contribuiría a evitar problemas como incendios o desprendimiento de arreglos.

Además, Guzmán expresó que la norma pondrá un énfasis especial en la necesidad de contar con personal calificado para la instalación de estos sistemas, ya que, a su juicio, “de nada sirve tener equipos de alta gama si las personas encargadas de la instalación no cuentan con los conocimientos necesarios para hacerlo correctamente”.

Por su parte, Diana Díaz, ingeniera de desarrollo de productos en K2 Systems GmbH y miembro del CPEF, quien también mantuvo una participación activa en el GT, opinó que la NOM019-CRE-2024 representará un avance crucial para la profesionalización del sector solar en México. Aseguró que la norma no solo garantizará la calidad de las instalaciones, sino que también beneficiará a los usuarios finales.

Díaz, coincidió con Guzmán Aguilar en asegurar que el proceso de trabajo en el anteproyecto fue altamente inclusivo, lo que permitió recoger las aportaciones de diversas instituciones, universidades, empresas y organismos reguladores. “Se discutieron y analizaron todos los comentarios recibidos, y se aprobaron o rechazaron en base a propuestas más sólidas”, puntualizó.

Con este nuevo paso, México busca avanzar hacia la consolidación de una normativa que no solo eleve los estándares de seguridad y calidad en la industria solar fotovoltaica, sino que también impulse su profesionalización y competitividad en el mercado.

La CRE finaliza la revisión de su anteproyecto para reforzar el marco normativo de sistemas fotovoltaicos

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El Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas, IPSE, sigue liderando esfuerzos para mejorar el acceso a la energía en las comunidades más apartadas de Colombia. Durante el 2024, el Instituto estructuró y presentó 19 proyectos a través del mecanismo de Obras por Impuestos, los cuales permitirán que 4.720 hogares en las Zonas No Interconectadas (ZNI) tengan acceso a energía renovable por primera vez.

Estos proyectos, impulsados en esta importante estrategia de financiación, además de brindar el acceso a la energía, fortalecerá el desarrollo económico y social de las comunidades, implementando soluciones individuales fotovoltaicas en Riohacha, Maicao (La Guajira); Chaparral (Tolima); San Diego, Curumaní (Cesar); San Miguel, Puerto Asís, Valle del Guamez (Putumayo); Cravo Norte (Arauca); Chámeza, Hato Corozal, Támara, Paz de Ariporo, Monterrey (Casanare); Mercaderes, Santa Rosa (Cauca); El Zulia (Norte de Santander); Mallama (Nariño); Tierra Alta (Córdoba).

“Con estos 19 proyectos, estamos cerrando una brecha histórica en las Zonas No Interconectadas, llevando energía limpia y renovable a comunidades que nunca habían tenido acceso a ella. A través del mecanismo de Obras por Impuestos, no solo garantizamos un servicio público esencial, también fortalecemos el tejido social, permitiendo que estas zonas se integren al progreso del país de manera sostenible”, aseguró Danny Ramírez, director del IPSE.

La implementación de estas iniciativas contará con una inversión con recursos privados superior a los 166 mil millones de pesos. El IPSE continúa trabajando de la mano con el sector privado, gobiernos locales y las propias comunidades para garantizar que estas iniciativas sean un pilar en la construcción de un país más equitativo y justo.

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Solis (Ginlong Technologies), líder mundial en soluciones de inversores fotovoltaicos, ha alcanzado un hito histórico al superar los 100GW en envíos acumulados a nivel global. Durante el primer semestre de 2024, la compañía envió 13.3GW de inversores, un 5% más que en el mismo período del año anterior, consolidando su posición como número uno en envíos de inversores residenciales y el tercer mayor fabricante de inversores solares a nivel mundial, según el informe de Wood Mackenzie.

Este logro demuestra el firme compromiso de Solis con la transición hacia un futuro energético limpio y sostenible, al tiempo que consolida su liderazgo en la generación distribuida. Los inversores de Solis están diseñados para optimizar el rendimiento de los sistemas solares fotovoltaicos, mejorando la eficiencia y confiabilidad tanto en aplicaciones residenciales como comerciales​.

Expansión en México y América Latina                    

En México, Solis ha tenido un crecimiento notable, suministrando 1.5GW de inversores para generación distribuida, lo que representa casi el 50% del mercado mexicano, que actualmente totaliza 3.3GW. Este resultado subraya la importancia de México como uno de los principales mercados de Solis en América Latina, donde la empresa ofrece productos adaptados a las necesidades locales, con rigurosos controles de calidad y soporte técnico continuo​.

Además, la infraestructura de servicio local de Solis en México ha sido clave para su éxito. La compañía proporciona soporte postventa eficiente, incluyendo ingenieros de servicio en el país, chatbots avanzados y procesos ágiles para el reemplazo de equipos defectuosos a través de distribuidores locales, garantizando una experiencia fluida para los clientes​.

Innovaciones en tecnología fotovoltaica

Solis sigue innovando con productos que ofrecen soluciones avanzadas para el mercado residencial y comercial. Este año, la compañía ha lanzado nuevos inversores, como el modelo S6-GR1P(2.5-6)K-S, diseñado para ser compatible con módulos bifaciales y de alta eficiencia, con una corriente máxima de entrada por cadena de 16A. Entre otras innovaciones, también se presentó el inversor híbrido S6-EH3P(29.9-50)K-H, ideal para aplicaciones comerciales con almacenamiento trifásico de alto voltaje​.

En América Latina, Solis ha ampliado su cartera de productos con la introducción de inversores residenciales como los modelos S5-GC20K-LV y S6-GR1P10K, todos diseñados para maximizar la eficiencia energética y garantizar un rendimiento confiable en proyectos de diferentes escalas.

Compromiso con el medio ambiente

Con más de 100GW de inversores enviados a nivel global, Solis refuerza su compromiso con la sostenibilidad y el medio ambiente, ofreciendo soluciones tecnológicas que permiten la integración de energía limpia y renovable en diferentes mercados alrededor del mundo. Estos esfuerzos no solo contribuyen a la reducción de emisiones de carbono, sino que también impulsan la adopción de la energía solar fotovoltaica a nivel global​.

Acerca de Solis

Establecida en 2005, Solis (Ginlong Technologies) (Código bursatíl: 300763.SZ) es uno de los fabricantes más experimentados y grandes de inversores de cadena fotovoltaicos. Bajo la marca Solis, la cartera de la compañía emplea tecnología innovadora de inversores de cadena para ofrecer una fiabilidad de primera clase, validada por las certificaciones internacionales más rigurosas.

Con una cadena de suministro global, capacidades de I+D y fabricación de clase mundial, Ginlong optimiza sus inversores para cada mercado regional, brindando servicio y soporte a sus clientes con un equipo de expertos locales.

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El súper tifón Yagi tocó tierra recientemente en la costa de Wenchang, en la provincia de Hainan, con una velocidad de viento que superó los 245 km/h (68 m/s), causando un gran impacto regional. A pesar de estar ubicado a solo 50 kilómetros del punto de aterrizaje del tifón, el proyecto de energía fotovoltaica pesquera de Longhu en Ding’an, Hainan, permanece estable y seguro tras la tormenta.

El proyecto, que utiliza el sistema de montaje flexible de DAS Solar, ha demostrado la fiabilidad y durabilidad del sistema bajo condiciones climáticas extremas, estableciendo un nuevo referente de calidad en la industria.

Este proyecto de 70 MW, que cubre aproximadamente 1.000 acres, se conectó a la red en enero de 2023. Es el primer proyecto fotovoltaico pesquero en Hainan en adoptar este sistema de montaje flexible y ya ha superado varias pruebas climáticas extremas, incluyendo los tifones Talim y Koinu, con vientos que superaron el nivel 12.

El proyecto sigue operando sin problemas y proporcionando una producción de energía constante, contribuyendo al desarrollo de la energía verde en la región.

El rendimiento excepcional durante el tifón Yagi es el resultado de la investigación y la innovación de DAS Solar en tecnología de montaje flexible. Este sistema reemplaza los soportes tubulares tradicionales por cables de acero pretensados, mejorando significativamente la resistencia al viento y asegurando el funcionamiento estable a largo plazo de la planta.

El sistema de montaje flexible de DAS Solar ha superado pruebas rigurosas en túneles de viento, confirmando su resistencia y durabilidad bajo condiciones extremas. Además, el proyecto integra conceptos avanzados de energía fotovoltaica pesquera, promoviendo un uso eficiente de la tierra y el desarrollo sostenible en Hainan.

A medida que el cambio climático global se intensifica, la estabilidad y fiabilidad de los productos fotovoltaicos se han vuelto clave para optimizar la resiliencia y la vida útil de los sistemas solares. Este éxito ofrece nuevas perspectivas para la industria fotovoltaica global.

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Future Energy Summit (FES), la plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables, brindará una nueva propuesta virtual el próximo jueves 26 septiembre que reunirá a grandes empresas del sector.

Se trata de Brazil Future Energy Virtual Summit, evento online de gran relevancia donde se analizarán los avances tecnológicos, oportunidades, tendencias y proyecciones del mercado fotovoltaico más grande de la región. 

La jornada se llevará adelante desde las 10 horas de Brasilia (8hs Bogotá / 15hs Madrid) y se transmitirá en vivo en los canales de YouTube y LinkedIn de FES; en tanto que la inscripción es totalmente abierta y gratuita a través del siguiente botón: 

REGISTRO GRATUITO

Brazil Future Energy Virtual Summit contará con la participación de compañías líderes del sector solar como JA Solar, Huawei Digital Power, Trina Solar, AE Solar, Risen y Solis. 

Referentes de estas firmas disertarán a lo largo de dos paneles paneles de debate para analizar oportunidades de negocios en el mercado fotovoltaico de Brasil: 

Victor Soares – LATAM Technical Manager – JA Solar
Rafael Feijó – Solution Manager – Huawei Digital Power
Daniel Pansarella – Country Manager Brazil – Trina Solar
Ramón Nuche – Director LATAM – AESolar
Ricardo Marchezini – Country Manager – Risen
Denis Ribeiro Cola –  Pre-Sales Engineer – Solis

REGISTRO GRATUITO

El evento llega en un momento crucial para Brasil, considerando ya suma 30,85 GW instalados en generación distribuida y 14,87 GW en proyectos de generación centralizada; a la vez que se esperan nuevos récords de potencia renovable para los próximos años entre parques solares y eólicos.

Además, el gobierno acaba de lanzar su Política Nacional de Transición Energética (PNTE), que contará con dos instrumentos centrales con foco en la creación de una ley específica que permitan atraer alrededor de dos millones de reales en nuevos proyectos, según estimaciones del Ministerio de Minas y Energía, y que estará articulado con el Plan Clima, la Nueva Industria Brasil, el Pacto por la Transformación Ecológica y el Programa de Aceleración del Crecimiento (PAC). 

Y cabe recordar que el nuevo PAC destinará más de R$ 4.700.000.000 para el avance de 45 proyectos fotovoltaicos y 29 líneas de transmisión que sumarán 8955 kilómetros al sistema, siendo 15 internas propias del estado de Minas Gerais y otras 14 que también pasan por los estados de São Paulo, Río de Janeiro, Goiás y Bahía. 

Por lo que estos temas y muchos más se debatirán durante el Brazil Future Energy Virtual Summit, que se transmitirá en vivo a través de los canales de YouTube y LinkedIn de FES y que será un espacio de diálogo valioso sobre el presente y futuro para todo el sector energético de la región. 

Para participar, regístrese de manera a través del siguiente enlace: Inscripción abierta y gratuita

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En el marco de la Sexta Reunión del Comité Regional de la International Solar Alliance (ISA) para América Latina y el Caribe, celebrada en Santo Domingo, el ministro de Energía y Minas de la República Dominicana, Joel Santos Echavarría, anticipó que duplicarán la capacidad instalada de energía renovable en el país en los próximos años.

El ministro Santos Echavarría destacó que actualmente se encuentran en construcción y en proceso de permisología 27 proyectos de energías renovables por un total de 1,567 MW. Estos se sumarán a los 1,229 MW ya en operación en el sistema energético nacional.

«Estos esfuerzos son fundamentales para alcanzar nuestro ambicioso objetivo de cubrir el 25% de la demanda energética nacional con fuentes renovables para 2025», aseguró el ministro en su cuenta en la red social X.

Colaboración regional para la transición energética

La International Solar Alliance (ISA) está jugado un papel clave en la promoción de la energía solar en América Latina y el Caribe, colaborando estrechamente con gobiernos, el sector privado y la sociedad civil. En este sentido, el ministro dominicano reiteró la importancia de seguir trabajando en conjunto para acelerar la transición energética.

“Es una satisfacción para el Gobierno que encabeza el presidente Luis Abinader darles la más cálida bienvenida a la República Dominicana, un país que se honra de ser anfitrión de esta importante reunión (…) Continuaremos trabajando de la mano con nuestros países hermanos de América Latina y el Caribe para unidos seguir fortaleciendo la energía limpia en nuestra región”, expresó Santos Echavarría.

Y desde el ministerio completaron: “Este enfoque colaborativo es clave para desbloquear el potencial solar de la región”.

El encuentro de la ISA, que se realiza este 10 y el 11 de septiembre, no solo es un espacio para el intercambio de ideas y experiencias entre los países de la región, sino también una plataforma para que la República Dominicana muestre sus avances en materia de energía renovable, principalmente en solar fotovoltaica.

El objetivo de largo plazo es que el 30% de la energía generada en el país provenga de fuentes renovables para el 2030. Para ello, el gobierno ha venido implementado un robusto marco legal con incentivos que buscan atraer inversiones en proyectos de energía limpia y reducir la dependencia de los combustibles fósiles importados.

“En la República Dominicana reconocemos que la energía renovable es esencial para el desarrollo sostenible”, afirmó Santos Echavarría.

Pero aquello no sería todo. Uno de los principales desafíos que enfrenta la República Dominicana en este proceso es la integración de la energía renovable en las horas pico, por lo que el ministro planteó que se requiere infraestructura adicional.

“La realidad es que, para poder integrar la energía renovable en las horas pico, necesitaremos baterías”, reconoció el ministro, señalando la necesidad de inversiones adicionales en tecnología de almacenamiento de energía.

ISA contribuye al desarrollo de energía solar con nuevos programas y apoyo normativo

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La propuesta de tarifa para usuarios autoproductores de energía en Honduras ha generado un amplio debate entre más de 30 usuarios de 16 instituciones que participaron en el proceso de consulta pública de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE). Este esquema, que busca regular el aporte de los autoproductores al sistema eléctrico nacional, ha sido considerado un avance positivo hacia la promoción de fuentes renovables de energía. No obstante, los participantes identificaron áreas de mejora clave para maximizar su impacto y viabilidad a largo plazo.

Una de las preocupaciones recurrentes fue la limitación en el tipo de tecnología incluida en la propuesta. Actualmente, la tarifa solo aplica para usuarios con instalaciones solares fotovoltaicas. Un participante señaló que “esta tarifa solo será aplicable para quienes tienen instalaciones fotovoltaicas. ¿Al haber otra tecnología de autoproducción se propondrá otra tarifa?”, lo que plantea la necesidad de ampliar el esquema a otras fuentes de energía renovable. Esta diversificación podría aumentar la adopción de tecnologías sostenibles, favoreciendo la estabilidad del sistema eléctrico al integrar diversas fuentes.

Otra propuesta importante se enfocó en la revisión periódica de las tarifas. Varios participantes sugirieron que se implemente un mecanismo de ajuste anual, que considere distintas variables como los avances tecnológicos. Uno de los comentarios destacados mencionaba: “Un proceso de revisión anual que considere factores como la evolución de la tecnología de medición y la capacidad de generación de los usuarios autoproductores aseguraría que la tarifa se mantenga competitiva y justa”.

El tema de los incentivos también fue ampliamente debatido. Aunque la propuesta actual incluye algunos beneficios, se sugirió ampliar las recompensas para aquellos autoproductores que inyecten más energía de la requerida a la red. Según varios usuarios, la tarifa debería ofrecer incentivos adicionales, especialmente en horas pico, cuando la demanda es mayor. “Ofrecer precios más altos para la energía que inyectan los autoproductores en horas pico aliviaría la demanda en la red”, expresó uno de los participantes, subrayando la importancia de ajustar los incentivos según el momento del día.

Un punto de interés adicional fue la falta de claridad sobre los medidores bidireccionales, dispositivos que permiten registrar tanto la energía consumida como la inyectada a la red. Algunos usuarios expresaron su inquietud sobre las características y requisitos técnicos y otros sobre los costos asociados a los mismos. Un comentario destacado cuestionó: “¿Se les cobrará el medidor cada mes a cada autoproductor conectado en media tensión? Debiera ser la cuota que permite la recuperación de esa inversión durante la vida útil del medidor, que ya la tarifa permite recuperar a la distribuidora. Adicionalmente, considerar ¿Por qué a los Autoproductores en baja tensión se les cobrará menos si también deben tener medición bidireccional?”.

De hecho, algunos usuarios ya cuentan con estos equipos instalados y advierten que por cómo está planteada la propuesta de tarifa, deberán pagar igual un costo fijo por su medidor ya adquirido: “Varios productores ya contamos con contador bidireccional por lo que no debería de haber costo por contador y casi todos los contadores instalados en el 2018 son bidireccionales por eso pienso no debería haber costo fijo por contador”.

También se propuso unificar los trámites en línea, lo que simplificaría la actualización de datos para los usuarios autoproductores, llegándose a recomendar que se implemente un mecanismo para la recopilación de datos eficiente y expedito.

Vinculado al tema datos, entendiendo que se implementará el sistema CALCUTA para el cálculo de tarifas provisionales de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), se postuló la idea de permitir que los interesados revisen el sistema antes de la aprobación, aseguraría que las variables utilizadas son justas y precisas, fortaleciendo la confianza en el proceso.

“Es imperativo que los interesados tengan acceso anticipado al sistema CALCUTA para asegurar que los datos reflejan de manera fidedigna las realidades operativas y financieras”, mencionó un participante, haciendo eco de la importancia de la transparencia en este proceso.

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México busca avanzar hacia una actualización de su marco normativo en materia de energía solar fotovoltaica. Este esfuerzo, liderado por la Comisión Reguladora de Energía (CRE), busca establecer reglas claras y actualizadas, por lo que ha trabajado junto con la iniciativa privada para revisar las normativas vigentes y adaptarlas a los avances tecnológicos y las necesidades del mercado actual.

Walter Julián Ángel Jiménez, comisionado de la CRE, compartió detalles del progreso de este proyecto mediante una publicación en LinkedIn, donde subrayó la importancia del trabajo realizado hasta ahora. «El día lunes firmamos el resultado de la revisión del anteproyecto de trabajos del grupo de Sistemas Fotovoltaicos, rumbo a la primera NORMA OFICIAL MEXICANA de Sistemas Fotovoltaicos», señaló.

Este proceso, que comenzó el 6 de mayo de 2024, ha contado con la participación activa de un Grupo de Trabajo (GT) que inició con 73 expertos y culminó con 135, reflejando un crecimiento en el número de colaboradores. Asimismo, el número de organizaciones y asociaciones involucradas pasó de 22 a 35, demostrando el interés creciente en contribuir a la creación de un marco regulatorio que promueva la energía fotovoltaica en el país.

«Se logró un ambiente regulatorio variado e incluyente», destacó el comisionado, quien hizo hincapié en que todos los comentarios de los miembros del GT, 375 en total, fueron atendidos. Además, señaló que el anteproyecto incluye referencias a normas internacionales, como las del IEEE, IEC, UL y ASTM, lo que garantiza que los estándares regulatorios estén alineados con las mejores prácticas a nivel global.

Profesionales del sector valoran como positiva esta iniciativa. De acuerdo con Aldo Díaz Nuño, presidente Nacional del Consejo de Profesionales en Energía Fotovoltaica (CPEF), este esfuerzo colaborativo marca un hito en el desarrollo de la generación distribuida en México.

En declaraciones exclusivas para Energía Estratégica, Aldo Díaz Nuño destacó que esta actualización normativa es esencial para mantener el ritmo de crecimiento que ha tenido el sector en los últimos años. «El camino que se está siguiendo para lograr una norma oficial mexicana en materia de generación distribuida es un gran paso y un gran desarrollo», afirmó.

La energía fotovoltaica distribuida ha experimentado un crecimiento del 55% a nivel nacional, consolidándose como uno de los sectores más dinámicos del país. Según Díaz Nuño, esta rápida expansión requiere un respaldo normativo que ofrezca seguridad y certeza tanto a los desarrolladores como a los usuarios finales. “Es una industria que está creciendo mucho en México y necesita también un respaldo que tiene que ver con certeza y seguridad”, subrayó.

En este sentido, el presidente del CPEF indicó que el trabajo conjunto con organismos técnicos normativos a nivel federal y estatal es fundamental para asegurar que la normativa sea aplicable en todo el país y que refleje las necesidades de cada región. Además, señaló la importancia de otras actualizaciones normativas, como las normas 01586.02 y 1181.1, que empatan junto con el crecimiento de los certificados de CONOCER, ayudando a mejorar la certeza comercial y técnica en el sector.

Díaz Nuño también destacó que, junto con la actualización normativa, desde la iniciativa privada están tomando otras medidas importantes para mejorar la confiabilidad de la industria. Una de estas iniciativas es el lanzamiento de la licencia de vendedor fotovoltaico, que será implementada en colaboración con los principales estados del país. “Desde CPEF también estamos trabajando junto con los principales Estados en el lanzamiento de la licencia de vendedor fotovoltaico”, explicó.

Esta licencia será un complemento esencial para la normativa, ya que permitirá establecer estándares más altos tanto en la parte técnica como en la comercial. El objetivo es garantizar que los vendedores de sistemas fotovoltaicos cumplan con los requisitos necesarios para ofrecer productos y servicios de calidad, asegurando así la confianza de los consumidores y el crecimiento sostenido de la industria.

Siguientes pasos hacia la consulta pública

Ya terminada la revisión en el Grupo de Trabajo, el Anteproyecto se irá al Comité Consultivo Nacional de Normalización Eléctrico (CCNNE) y, según comunicó el comisionado Jiménez, será presentado además ante el Órgano de Gobierno de la CRE para su aprobación como proyecto de consulta pública, en donde podrá ser evaluado por el público y los actores interesados en el sector energético. Este proceso de consulta permitirá afinar los detalles de la normativa antes de su implementación final, de acuerdo con la Ley de Infraestructura de la Calidad y otras.

Incertidumbre sobre el futuro del marco regulatorio

A pesar de los avances, algunos actores del sector energético han expresado sus dudas sobre el futuro de esta propuesta normativa en comentarios de la publicación del comisionado, especialmente ante los posibles cambios estructurales que podría enfrentar el organismo regulador.

Con la posibilidad de que la Comisión Reguladora de Energía (CRE) sea absorbida por la Secretaría de Energía (SENER) en el corto plazo, se abre una interrogante sobre si estos esfuerzos normativos podrán continuar su curso de manera efectiva. La incertidumbre en torno al futuro de la CRE y la reconfiguración de las competencias regulatorias dentro del gobierno generan preocupación entre los profesionales del sector, quienes temen que estos cambios puedan frenar el avance de las iniciativas actuales.

Mientras algunos consideran que los esfuerzos hasta ahora son valiosos y necesarios, persiste la duda sobre si la futura estructura regulatoria será capaz de implementar y dar seguimiento a las normativas en proceso.

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Este año el fenómeno de El Niño ha dejado claro la necesidad de robustecer el sistema eléctrico y de diversificar la matriz hacia fuentes más limpias de energía en Colombia.

Tal como explica el último reporte de la Agencia Internacional de Energía (IEA por sus siglas en inglés), durante ese período, los embalses del país alcanzaron mínimos históricos del 30% en abril y la demanda eléctrica nacional creció más del 8% en marzo de 2024, respecto al año anterior. 

Para mitigar esto, el gobierno colombiano emitió una resolución que exige la máxima utilización de energía renovable variable (VRE) y eliminó las sanciones por desviaciones de los objetivos de energía para tales generadores. Además, detuvo las exportaciones de electricidad a Ecuador por lo que este se vio obligado a iniciar el racionamiento eléctrico.

En este contexto, al iniciar la crisis desatada por este evento climático, KLIK ENERGY, primer marketplace enfocado en los productos derivados de energía, contó con una disponibilidad de 3,5GWh/día para suministrar al país, a través del programa de DDV (Demanda Desconectable Voluntaria), 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. 

Tras su importante labor como comercializador de energía en esta época crítica,  Esteban Quintana, CEO & Founder de KLIK ENERGY, revela a Energía Estratégica los grandes pendientes que debe resolver el país para hacerle frente a los picos de demanda esperados en los próximos periodos de estiaje.

“Algunas de las lecciones aprendidas tras el fenómeno de El Niño son la necesidad de: fortalecer los sistemas de alerta temprana; diversificar la matriz energética; optimizar la gestión de los embalses preventivos e implementar mecanismos de respuesta a la demanda”, explica.

Y agrega: “A través de empresas como Klik y el uso de la tecnología, podemos ahorrar energía permanentemente en Colombia para garantizar el abastecimiento de energía en el país y, a su vez, que los usuarios obtengan ingresos bajo el programa de Respuesta de Demanda (RD)”.

En efecto, Quintana considera fundamental la reactivación del Mecanismo RD de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), que se asemeja a la fase II del mecanismo transitorio. 

“Este mecanismo logró exitosamente gestionar la demanda energética durante el fenómeno de El Niño, garantizando la estabilidad y suficiencia energética del país. Durante esa etapa, Klik Energy fue uno de los principales agregadores de energía, contribuyendo con el 14% del total de la energía, equivalente al consumo de 400,000 hogares colombianos”, señala.

Según el experto, esta normativa es importante para el país ya que permitirá un mayor impulso a la adopción de energías renovables al tiempo que resuelve la intermitencia y variabilidad de este tipo de tecnologías.

Grandes retos del sector eléctrico colombiano

Para lograr la diversificación de la matriz hacia fuentes más limpias, el ejecutivo señala que el país no está exento de grandes desafíos.

“El sector energético colombiano se ha caracterizado por ser tradicional. Dentro de los grandes retos que presenta este sector está el seguir desarrollando y actualizar la normativa que facilite la inversión y operación en el sector energético, garantizando al mismo tiempo la sostenibilidad y la protección del medio ambiente a través de programas como el Demanda Desconectable Voluntaria (DDV)”. 

A su vez, Quintana sugiere la adopción de nuevas tecnologías como el almacenamiento de energía y las redes inteligentes ya que estas contribuyen a garantizar la confiabilidad del suministro eléctrico.

 Por otro lado, propone la implementación de soluciones digitales para mejorar la gestión y operación del sistema energético y facilitar la toma de decisiones informadas ante problemas que puedan poner bajo amenaza la energía de Colombia. 

Y concluye: “Por último, desde Klik Energy consideramos sumamente relevante el trabajo continuo y colaborativo que debe tener el sector público y privado para que se desarrollen más procesos innovadores que nos permita seguir robusteciendo esta industria”. 

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Las altas temperaturas de verano en Ecuador y fenómenos climáticos como El Niño generan una situación de estrés en el mercado debido a la reducción de la oferta de energía por la ausencia de lluvias y el incremento de la demanda de energía por parte de los usuarios para hacer frente a las olas de calor.

Ante esta situación que se repite año a año, crece el apetito por invertir en energías renovables para garantizar el suministro eléctrico a nivel nacional y reemplazar a las hidroeléctricas, principal fuente energética del país.

Bajo esta premisa, el ingeniero y docente investigador Alexander Mero, analiza la coyuntura del país y llama a que el Gobierno genere un marco regulatorio claro y transparente a largo plazo con una planificación adecuada para robustecer el sistema eléctrico nacional

“Lamentablemente, la generación eléctrica en el país ha dependido en un 78% de la energía hidráulica, sin una preparación adecuada para las épocas de estiaje. Este enfoque ha dejado al país vulnerable a las variaciones climáticas y ha expuesto la necesidad de diversificar la matriz energética”, explica. 

Y agrega: “La llegada de la barcaza turca para suplir la demanda energética representa una solución temporal que ayuda a cubrir el déficit energético de manera rápida pero tiene implicaciones ambientales y económicas que deben ser cuidadosamente evaluadas. Si queremos evitar estas consecuencias, es crucial que el país invierta en infraestructura eléctrica sostenible y en fuentes de energía renovable para asegurar un suministro energético confiable a largo plazo”.

En este sentido, Mero asegura que Ecuador necesita políticas consistentes y de largo aliento para impulsar el desarrollo de energías renovables. 

De acuerdo al especialista, las políticas actuales, aunque están bien intencionadas, a menudo sufren retrasos debido a cambios gubernamentales y dependencia del sector privado. 

“Ejemplos de avance son: la normativa de la ISO 50001 para grandes clientes, que exige que estén acreditados para el 2025 y la Ley de Eficiencia Energética, que establece un marco para promover proyectos que transformen la matriz energética. Sin embargo, se necesitan más políticas que ofrezcan incentivos fiscales, subsidios y apoyo técnico para proyectos de energía renovable”, insiste. 

Además, afirma que es vital fomentar la investigación y el desarrollo en este campo, involucrando tanto a universidades como al sector privado para crear un ecosistema de innovación energética.

Según el investigador, el incremento de la demanda energética y la falta de estudios adecuados para crear iniciativas que reduzcan la dependencia de la generación hidráulica evidencian la necesidad de diversificar la matriz energética del país. Para ello, es esencial que Ecuador invierta en nuevas tecnologías y proyectos de energía renovable que aseguren un suministro energético sostenible y confiable. 

“Como profesionales en el campo de la energía, tenemos la responsabilidad de fomentar la investigación y el desarrollo de nuevas tecnologías, así como de educar a las nuevas generaciones para que adopten un enfoque innovador y sostenible. Solo a través de un esfuerzo conjunto podremos minimizar el impacto ambiental y asegurar un futuro energético más limpio y seguro para el país”, concluye.

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El gobierno de Argentina designó oficialmente al ex CEO de YPF, Daniel González, como nuevo secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación, quien se sumará al gabinete de Luis Caputo en el Ministerio de Economía. 

La designación se debe a una decisión del titular de Palacio de Hacienda con el objetivo de tener mayor influencia en las decisiones y políticas energéticas que se tomen a nivel país. 

“González es mano derecha de Caputo y llegó al gobierno para manejar y ordenar algunos temas y desórdenes de la Secretaría de Energía y la Sec. de Minería, a cargo de Eduardo Rodriguez Chirillo y Luis Enrique Lucero, respectivamente”, afirmaron fuentes cercanas a Energía Estratégica. 

“Ya trabajaba bajo el ala del Ministerio de Economía desde hace semanas y sólo faltaba la designación formal. Por lo que ahora que tiene el cargo formal, seguramente tome decisiones oficiales”, explicaron.

Es decir que el nuevo funcionario tendrá la misma jerarquía que la actual Secretaría de Energía y podría incidir en las medidas a futuro, considerando algunas internas en medio de la reforma del mercado eléctrico y los cambios regulatorios correspondientes que propone el Poder Ejecutivo. 

Entre esas modificaciones están aquellas plasmadas en la ley de “Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos”, por la cual aprobó la declaración de la emergencia energética, la privatización total de Energía Argentina (ENARSA) y las reformas a Leyes N° 15.336 y 24.065 con el fin de liberar la comercialización, competencia y ampliación del mercado eléctrico, especialmente la libre elección de proveedor de energía eléctrica a los usuarios finales.

Con ello el Poder Ejecutivo pretende “adecuar” las tarifas del sistema energético para que éstas reflejen el costo real del suministro y propender a la explicitación de los diferentes conceptos a pagar por el usuario final, con las distribuidoras actuando como agentes de percepción o retención de los importes a percibir en concepto de energía, transporte e impuestos correspondientes al MEM y al Fisco. 

Incluso, González conformará el Comité Evaluador de Proyectos del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), creado el pasado martes 3 de septiembre a través de la Resolución 814/2024, con el fin de aceptar o rechazar las propuestas que se presenten. 

De ese modo, el ex CEO de YPF se sumará a los titulares de la Secretaría de Planeamiento Estratégico Normativo de la Presidencia de la Nación y de las Sec. de Producción, Infraestructura, Finanzas, Hacienda y Legal y Administrativa, del Ministerio de Economía. Mientras que Rodríguez Chirillo quedó fuera de la nómina, a pesar de la importancia que podría tener el RIGI en el desarrollo de nuevas líneas de transporte eléctrico, proyectos de generación renovable o de producción de hidrógeno verde. 

“Posiblemente se vengan etapas de cambios y nuevas definiciones en el sector”, auguraron fuentes cercanas a este portal de noticias. 

Aunque cabe recordar que la gestión presidencial de Alberto Fernández contó con una entidad encargada de organizar subsecretarías de Energía y ministerios de gobierno con respecto a la política implementada en la Secretaría de Energía pero que no continuó una vez arribó el gobierno de Javier Milei: la Subsecretaría de Coordinación Institucional de Energía, que estuvo a cargo de Guillermo Usandivaras entre julio 2021 y noviembre 2022, y María Florencia Álvarez Travieso desde noviembre 2022 a diciembre 2023. 

Historial de Daniel González

Es un especialista formado en el Cardenal Newman – del mismo modo que Luis Caputo – y Licenciado en Administración de Empresas en la Universidad Católica Argentina (UCA). Ingresó a YPF en 2012 tras la nacionalización de la compañía y se desempeñó en distintas posiciones, entre ellas como Chief Financial Officer (CFO – director financiero) y actuó luego como CEO interino. 

Pero antes de su paso por la petrolera, trabajó en el banco Merrill Lynch/Bank of America en Buenos Aires y Nueva York. Y posteriormente hizo lo propio como director ejecutivo del Instituto para el Desarrollo Empresarial de la Argentina (IDEA).

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La firma brasileña Orizon Valorização de Resíduos ha adjudicado al grupo Sener los servicios de ingeniería de la propiedad de la primera planta de valorización energética de residuos de Latinoamérica. La planta URE Barueri supondrá un innovador proyecto de economía circular, pionero en la región.

La construcción tendrá lugar en la ciudad de Barueri, en el estado brasileño de São Paulo. La URE Barueri procesará aproximadamente 300.000 toneladas anuales de residuos sólidos, evitando el envío a vertedero de los desechos de cerca de 850.000 habitantes de la zona. De este modo, transformará estos residuos en suficiente energía limpia como para satisfacer las necesidades energéticas de 320.000 personas.

La planta, diseñada para procesar 870 toneladas de residuos al día y estar operativa casi 340 días al año, contará con un avanzado sistema de tratamiento de gases de última generación para cumplir los más estrictos requisitos de emisiones. Además, la turbina, de 20 MW de potencia, producirá energía de forma predecible y estable, contribuyendo a la estabilidad de la red.

Según Adilea Quaresma, Country Manager de Sener en Brasil, “iniciativas como la URE Barueri son necesarias para avanzar hacia un modelo económico más sostenible, basado en modelos de consumo y producción responsables. La gestión de residuos es clave para mitigar su impacto climático, pero, además, la tecnología permite revalorizarlos para emplearlos como una fuente energética limpia”. Y concluye: “agradecemos a Orizon la confianza depositada en nosotros para hacer realidad un proyecto del que nos sentimos orgullosos de formar parte y que se suma a los realizados por Sener en Brasil, como como GNA-I, GNA-II y tantos otros”.

Los proyectos de valorización energética, muy adoptados en países asiáticos y europeos, donde ya no existen áreas para vertederos, han comenzado a ganar terreno en América Latina. “Somos precursores en la implementación de la solución, lo que nos permite estar aún más preparados para las próximas oportunidades en el sector”, considera Milton Pilão, CEO del Grupo Orizon.

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“El nacimiento de Strategic Energy Corp marca un hito en nuestra expansión, permitiéndonos consolidar proyectos actuales y lanzar nuevas iniciativas globales», afirmó Gastón Fenés, CEO y fundador de SEC.

“Ambas compañías han sido referentes en sus campos y, gracias a esta fusión, multiplicaremos nuestro alcance de audiencia, lo que potenciará el posicionamiento de nuestros partners”, celebra Fenés.

Con la fusión, SEC supera más de 50.000 usuarios únicos que se informan diariamente a través de sus portales de noticias, 200.000 seguidores en LinkedIn; y amplía su base a 150.000 contactos clave de la industria de las energías limpias y la movilidad eléctrica en todo el mundo, lo que facilita el desarrollo de campañas de posicionamiento estratégicas y segmentadas de acuerdo a los intereses de nuestros aliados.

Cabe destacar que más de 500 empresarios y ejecutivos participan de manera presencial en cada uno de los eventos presenciales organizados por Future Energy Summit (FES), un proyecto insignia de la marca Energía Estratégica en alianza con Invest In Latam, que lleva a cabo una gira de networking con líderes del sector energético en países como Argentina, República Dominicana, México, España, Colombia y Chile. 

“FES es hoy la marca con más eventos sobre energías renovables en Latinoamérica y nos complace anunciar que en 2025 realizaremos nuestro primer evento presencial en la ciudad de Lima (Perú) reuniendo a los principales actores del mercado, sumando en total siete encuentros internacionales en la región», añadió Fenés.

La nueva empresa operará bajo el nombre de Strategic Energy Corp, pero mantendrá sus marcas principales con amplia trayectoria: Energía Estratégica, enfocada en energías renovables; Mobility Portal, especializado en movilidad eléctrica y sostenible; y Future Energy Summit, encargado de la organización de eventos presenciales y virtuales.

En este contexto, Fenes anuncia el lanzamiento de Strategic Energy Data, una plataforma inteligente que proporcionará información de mercado, estadísticas y marcos regulatorios sobre movilidad eléctrica y energías renovables en Latinoamérica.

Definición de Strategic Energy Corp

Strategic Energy Corp es un grupo periodístico líder en marketing digital, comunicación estratégica y consultoría especializada en energías renovables y movilidad cero emisiones, con presencia en Latinoamérica y Europa.

Nos enfocamos en ayudar a las empresas a posicionar su marca en mercados clave, conectando a los principales tomadores de decisión de la transición energética.

Contamos con portales de noticias internacionales, organizamos eventos presenciales y virtuales, y gestionamos el centro de datos con información estadística y regulatoria más actualizada de los sectores de energía y automoción.

Nuestro compromiso es acelerar la transición energética para un futuro más sostenible, respaldando a nuestros clientes con campañas de posicionamiento innovadoras y visión global.

Nuestras Unidades

Energía Estratégica Portal de noticias sobre energías renovables líder en Latinoamérica: www.energiaestrategica.com
Strategic Energy Europe Portal de noticias sobre energías renovables líder en Europa: www.energiaestrategica.es
Mobility Portal Latinoamérica Portal de noticias sobre movilidad eléctrica líder en Latinoamérica: www.mobilityportal.lat
Mobility Portal Europe Portal de noticias sobre movilidad eléctrica líder en Europa: www.mobilityportal.eu
Future Energy Summit Empresa de eventos presenciales y virtuales sobre energías renovables líder en Latinoamérica y Europa: www.futurenergysummit.com
Strategic Energy Data Plataforma inteligente con información de mercado, estadísticas y marcos regulatorios sobre movilidad eléctrica y energías renovables en Latinoamérica. (MPD)

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Future Energy Summit (FES), la plataforma de eventos organizada por Energía Estratégica e Invest in Latam, convocó a destacadas figuras del sector energético para participar de la cuarta edición en Colombia.

Más de 500 profesionales asistirán a esta cita que se llevará a cabo en el salón de conferencias del Hotel Marriott Bogotá ( Calle 73 No. 8 – 60, Santa Ana, 110221, Colombia), el martes 29 y el miércoles 30 de octubre de este año.

ADQUIRIR ENTRADAS

Una de ellos es Javier Campillo, viceministro de Energía del país quien brindará su visión sobre la apuesta renovable en la región Andina durante la jornada del miércoles 30 de octubre.

Los aportes de este funcionario resultan de gran interés para el sector energético ya que antes de asumir el cargo de Viceministro en noviembre del 2023, Campillo ocupó el puesto de director del Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para Zonas No Interconectadas (IPSE).  Allí, lideró numerosos proyectos de energía, incluida la generación de más del 50% de la energía eléctrica en el campus de la Universidad Tecnológica de Bolívar a través de una planta solar fotovoltaica.

A su vez, fue responsable del desarrollo del programa de manejo integral de canales, lagos y lagunas, ciénagas y caños de Cartagena y diseñó la primera embarcación libre de emisiones en Colombia, con propulsión eléctrica y recarga solar a bordo, promoviendo una alternativa sostenible para la gestión de los cuerpos de agua en la ciudad.

Además, dirán presente líderes del sector como  Carlos Adrián Correa Flórez, Director General de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME); Raul Lancheros, Director de Asuntos Sectoriales de Acolgen; Mónica Gasca, presidenta de la Asociación Colombiana de Hidrógeno (H2 Colombia); Kathrine Simancas, Directora de Energía & Gas de ANDESCO.

Carlos Adrián Correa Flórez cuenta con más de 18 años de experiencia entre sistemas de energía eléctrica a nivel industrial, investigación de alto nivel en múltiples áreas de la ingeniería eléctrica, energías renovables, planeación de redes de transmisión y redes inteligentes.

Ha participado como coinvestigador e investigador principal en múltiples proyectos de innovación e investigación y, así mismo, ha sido autor/coautor en 80 publicaciones científicas en journals, conferencias y capítulos de libro.

Es egresado de Ingeniería Eléctrica y de la Maestría en Ingeniería Eléctrica en el área de Planeamiento de Sistemas Eléctricos de la Universidad Tecnológica de Pereira y es Ph. D. en Energía y Procesos de la Universidad Paris Sciences et Lettres.

Durante la cita, se espera que el director de la UPME revelé las últimas novedades en materia de regulación, tras confirmar en diálogo con Energía Estratégica, su compromiso por avanzar en la diversificación de la matriz energética para reducir la dependencia hidroeléctrica a través de la adopción y penetración de energías renovables. 

A su vez, se contará con la visión clave de Mónica Gasca, economista con maestría en políticas públicas que cuenta con más de ocho años de experiencia analizando y desarrollando normativas y políticas públicas relacionadas con energías renovables.

Gasca trabajó en el Ministerio de Minas y Energía donde estuvo encargada de liderar las estrategias para la Transición Energética del país; fue coordinadora de la Misión de Transformación Energética para la modernización del sector, la iniciativa de Geotermia y la estrategia de Hidrógeno. Así mismo, ha trabajado en empresas como Ser Colombia, Ernst & Young, Fedesarrollo y ANDEG.

Se espera que durante el encuentro, Gasca comparta cómo viene trabajando la Asociación Colombiana de Hidrógeno (H2 Colombia) para impulsar más proyectos de este vector energético y cumplir con las metas establecidas para 2030.

A su turno, Raúl Lancheros, experto en política energética y regulación económica, brindará la visión de Acolgen y explicará por qué es necesario en Colombia el lanzamiento de nuevas subastas de largo plazo para la ejecución de nuevos proyectos renovables y un marco normativo que contemple la remuneración de servicios complementarios para promover tecnologías como el almacenamiento.

Por su parte, Kathrine Simancas, Directora de Energía & Gas de ANDESCO asociación gremial sin ánimo de lucro que representa los intereses de las empresas afiliadas de servicios públicos domiciliarios y de comunicaciones, expondrá sobre la importancia en la construcción de políticas públicas que promuevan mejores prácticas que ayuden al crecimiento sostenible del sector.

La entidad promueve la sostenibilidad, entendida como la integración entre lo económico, lo social y lo ambiental, en los ámbitos nacional e internacional, fomentando la creación de valor compartido para las comunidades y demás grupos de interés en el marco de la equidad y la competitividad con objetivos claros para impulsar un marco institucional adecuado, propiciar la cultura de la responsabilidad social y ambiental y generar espacios de gestión de conocimiento.

Con la participación de estos destacados oradores, FES Colombia ofrece el escenario ideal para que importantes players del sector puedan intercambiar posiciones y explorar sinergias  en torno a la industria renovable.

Durante estos dos días, habrá una amplia variedad de oportunidades de networking y se realizarán entrevistas exclusivas, encuentros cara a cara y debates cruciales que abordarán los temas más apremiantes que atraviesa la industria de las energías limpias.

Teniendo en cuenta el éxito de las ediciones anteriores, stakeholders manifestaron su interés por volver a participar del evento. En efecto, se puede revivir el summit del año pasado que contó con la asistencia de la ex ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, haciendo click aquí. 

De esta forma, tal como sucedió el año pasado, en el próximo evento de FES Colombia también se disertará sobre el panorama de inversiones y financiamiento para tecnologías de generación como fotovoltaica y eólica, como así también almacenamiento en baterías e hidrógeno verde.

Adquiera su entrada para acceder al Future Energy Summit Colombia, 29 y 30 de octubre en el hotel Marriott Bogotá a través de este link.

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La transición energética en Centroamérica enfrenta retos importantes, pero también ofrece oportunidades significativas para consolidar una seguridad energética regional y contribuir a los esfuerzos globales contra el cambio climático.

El Sistema de Interconexión Eléctrica para los Países de América Central (SIEPAC) ha sido fundamental para la transportación de electricidad entre los estados de la región, pero sería necesario ir más allá en el horizonte que podrían explorar sus participantes:

«Es importante y prioritario que como países centroamericanos tengamos una estrategia muy concreta, no solo asociada a la interconexión, sino al tema energético en general», observó Rosilena Lindo Riggs, exsecretaria de Energía de Panamá.

La preparación para la próxima Conferencia de las Partes de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático es vista por Lindo Riggs como una oportunidad crucial para acelerar la transición. Por eso, la exsecretaria de Energía de Panamá subrayó la necesidad de que la región presente una postura clara y firme en lo que será la COP29 en Bakú (Azerbaiyán).

“Debemos llevar una posición muy consolidada para facilitar un lenguaje de negociación que permita el flujo de inversión en el sector energético”, afirmó, señalando que una presentación unificada permitirá que Centroamérica demuestre su compromiso con la resiliencia energética de la región, contribuyendo así a alcanzar los objetivos globales de sostenibilidad y adaptación al cambio climático.

Ahora bien, uno de los mayores desafíos para la región en estos momentos no pasa solo por acuerdos en materia de política energética sino también por lograr una armonización regulatoria entre los países centroamericanos. Lindo menciona que el ente operador regional, junto con los reguladores de cada país, tiene un rol crucial en este proceso: «Tenemos un marco regulatorio importante que hace que el SIEPAC funcione, pero necesitamos prepararnos para una nueva regulación que permita la integración de las nuevas tecnologías de transición energética».

Desde la perspectiva de Lindo Riggs, no basta con conectarse eléctricamente; los países deben enfocarse en aprovechar sus capacidades y potencial de tecnologías competitivas como las energías renovables y en desarrollar proyectos de hidrógeno verde y otros energéticos limpios que podrían ganar mercado en los próximos años.

«Geopolíticamente hablando es clave asegurar, valga la redundancia, la seguridad energética tanto de combustibles líquidos como de combustibles gaseosos como de electricidad en concreto y trabajar apropiadamente para construir una verdadera resiliencia energética en la región centroamericana, pero se parte de entendiendo y conociendo el potencial de cada uno», observó.

Es por ello que la exfuncionaria, en exclusiva para Energía Estratégica, resaltó la importancia de dimensionar aquello que se podría lograr con lo que hay e identificar los pendientes a trabajar:

«Debemos cuantificar exactamente cada uno de los proyectos de inversión que tenemos, evaluar claramente el potencial de generación de hidrógeno verde y derivados, y analizar cuáles van a ser las necesidades de consumo y qué quedaría de excedente para exportar».

Para Rosilena Lindo Riggs, este enfoque permitirá a la región no solo garantizar su propia seguridad energética, sino también crear excedentes para exportar, lo que podría llegar elevando las estrategias de geopolítica energética de Centroamérica.

Además, subrayó que la seguridad energética no solo debe limitarse a la electricidad: «Es clave asegurar la seguridad energética tanto de combustibles líquidos como de combustibles gaseosos», comentó, añadiendo que construir una verdadera resiliencia energética debe ser una prioridad en la agenda regional. En tal sentido, la exsecretaria aboga por un enfoque a largo plazo, con proyecciones anuales y quinquenales que permitan aumentar el uso de las energías renovables y la producción de energéticos sostenibles, asegurando tanto el consumo interno como la posibilidad de exportación.

En cuanto a las señales que los gobiernos centroamericanos pueden dar para catalizar inversiones en energías renovables, Lindo Riggs enfatiza la importancia de ofrecer claridad de lo que se quiere lograr:

«Dimensionar también lo que la política pública está esperando y lo que el sector inversionista necesita, agrupando esas inversiones y buscando mecanismos diversos para hacer procesos de contratación a nivel regional que nos aseguren la competitividad de los precios que estamos buscando para la venta de esa energía es lo que nos va a llevar a una economía de escala».

En tal sentido, la geopolítica energética se erige como un pilar esencial para Centroamérica en su camino hacia una transición energética justa y sostenible con fuentes renovables. Entre los mecanismos más efectivos, menciona desde habilitar esquemas de comercialización y de adquisición, hasta licitaciones regionales.

«Panamá tiene planes muy concretos con una alta inversión, pero necesitamos mucho más para llegar al 100% de la transición energética y en la misma situación están nuestros países centroamericanos también. Por ello, a través de buscar nuevos mecanismos diferentes, habilitar esquemas de comercialización y de adquisición, por qué no de licitaciones regionales sería algo interesante a explorar para ser aún más atractiva la inversión internacional, la inversión extranjera con aliados locales en el territorio».

A su juicio, el éxito también vendrá dado por  una estrecha colaboración entre gobiernos, sector privado y las comunidades locales, ya que, siguiendo su análisis, una transición energética debería ser justa y sostenible:

«No podemos dejar de lado el claro rol preponderante que tienen que jugar nuestras comunidades que residen en los en los territorios donde se van a estar dando estas inversiones que no sean solo actores del proceso sino que también que sean en parte aliados y socios del proceso va a facilitar que hayan invasiones más justas más sostenibles buscando también que esa inversión venga orientada con equidad».

La entrada Geopolítica como clave para la sostenibilidad de la producción, comercialización, consumo y exportación de energéticos se publicó primero en Energía Estratégica.

El Senado de Brasil aprobó el segundo proyecto de ley de fomento al hidrógeno del país (PL 3027/2024), el cual en esta oportunidad establece reglas para el Programa de Desarrollo de Hidrógeno con Bajas Emisiones de Carbono (PHBC), entendido como aquel cuya producción emite hasta 7 kg de CO2 o gases de efecto invernadero equivalentes.

La particularidad es que el PHBC estaba incluido en el primer marco regulatorio para el hidrógeno bajo en carbono ((PL 2308/23 – sancionado en agosto del corriente año), pero vetado en primera instancia por el presidente Luis Inácio Lula da Silva durante la sanción de la ley bajo el argumento de la falta de seguridad jurídica y riesgos fiscales. 

Es decir que este proyecto de ley llena un vacío dejado por el veto presidencial y el programa regresa reajustado en beneficio del sector energético, dado que garantizará incentivos y créditos fiscales por la venta de hidrógeno bajo en carbono y sus derivados. 

El crédito fiscal total podrá concederse entre 2028 y 2032 será de R$ 18.300.000.000 (alrededor de USD 3.276.515.000), que podrá cubrir hasta el 100 % de la diferencia de precio entre el H2 de bajas emisiones y sus sustitutos contaminantes

Mientras que los límites anuales se repartirán de la siguiente manera, aunque cabe aclarar que el dinero no se utiliza en uno de esos años, recién podrá reasignarse a partir del 2032: 

R$ 1.700.000.000 en 2028 
R$ 2.900.000.000 en 2029
R$ 4.200.000.000 en 2030
R$ 4.500.000.000 en 2031
R$ 5.000.000.000 en 2032.

La prioridad de los incentivos será para los sectores industriales difíciles de descarbonizar, como por ejemplo los fertilizantes, acero, cemento, productos químicos y petroquímicos, además de fomentar el uso del hidrógeno en el transporte pesado, como el marítimo.

Aunque los proyectos en cuestión se seleccionarán mediante procedimiento competitivo, con la concesión de créditos inversamente proporcionales a la intensidad de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) del H2 producido, incluyendo criterios de contribución al desarrollo regional, mitigación del cambio climático, innovación tecnológica o diversificación industrial.

Por tanto, los beneficiarios (sean productores u off-takers) podrán utilizar esos créditos para compensar montos a pagar en otros impuestos, en caso de no existir gravámenes a compensar, solicitar el reembolso que se realizará dentro de los 12 meses siguientes a la solicitud.

Pero si el ganador del concurso no implementa el proyecto beneficiado o lo hace en violación de la ley o reglamento, estará sujeto a una multa de hasta el 20% del valor del crédito; a la par que deberá devolver el importe equivalente a los créditos reembolsados..

“Ambas leyes son un avance muy importante para la transición energética de Brasil, porque se reconoce el papel del hidrógeno para construir proyectos, producir y exportar H2V en gran escala. Esto trae un ambiente estable para las inversiones y memorándums de entendimiento nacionales e internacionales”, sostuvo Fernanda Delgado, directora ejecutiva de la Asociación Brasilera de la Industria del Hidrógeno Verde (ABIHV).

“Esta implementación y sus respectivos incentivos fiscales pueden llevar a Brasil a una revolución energética de procesos productivos que sean bajo intensivos en carbono. Además que la ley define los tipos de hidrógeno, entre ellos el concepto de H2 renovable y las tecnologías que contempla, y el H2 electrolítico”, agregó. 

A partir de estas dos normativas y las iniciativas privadas, desde el sector confían en que antes de fin de año se concreten las reglamentaciones correspondientes, donde se definirán cómo serán las licitaciones y los criterios específicos para acceder a los créditos, cómo se distribuirá el dinero, entre otros puntos. 

“Ojalá en inicios del 2025 tengamos las primeras subastas de hidrógeno verde”, anheló Fernanda Delgado.

La entrada Brasil aprobó su segunda ley de hidrógeno y el sector confía que se concretarán subastas en 2025 se publicó primero en Energía Estratégica.

Freirina se convierte en la primera comuna en Chile en implementar un modelo de gobernanza para una Mesa de Energía Territorial, destacándose como referente nacional en la transición energética inclusiva y sostenible. La firma de esta gobernanza refuerza el trabajo colaborativo entre el sector público, privado y las comunidades, asegurando que los beneficios de la transformación energética lleguen a todas y todos los ciudadanos.

Este hito se enmarca en la Agenda de Energía 2022-2026, que promueve la participación activa de las comunidades en las decisiones energéticas de sus territorios. De esta manera, las mesas se constituyen como un espacio democrático, horizontal, colaborativo con una visión y un objetivo común.

Yenny Valenzuela Araya, Seremi de Energía de Atacama, destacó la relevancia de este hito, señalando que: «Nuestro objetivo como Gobierno del Presidente Gabriel Boric es claro: queremos que la Transición Energética sea una oportunidad para todas y todos. Un proceso en el que cada comunidad pueda participar, decidir y beneficiarse de los proyectos energéticos que se desarrollan en su territorio».

En tanto que, la delegada presidencial provincial de Huasco, Karina Zarate Rodríguez, afirmó: “A través de este trabajo colaborativo, el municipio, las empresas y las comunidades permite realizar de manera más armónica la labor creo que es fundamental, mantener siempre el diálogo con las comunidades que son los representantes de sus territorios. (…) Yo valoro bastante esta instancia de que Freirina nuevamente se esté destacando, la firma de una gobernanza que permite el trabajo y el respeto hacia nuestras comunidades”.

Cecilia Dastres Abarca, jefa de la División de Participación y Diálogo Social del Ministerio de Energía, explicó que: “estas Mesas de Energía Territorial tienen como objetivo que haya un trabajo mancomunado entre las empresas, los municipios y las comunidades para que la presencia de los proyectos en los territorios genere, de alguna manera, beneficios para las comunidades que son vecinas de estos proyectos”. 

En este sentido, Dastres detalló que “La transición energética no es posible si las comunidades no sienten que convivir con proyectos de energía es una buena noticia y les trae beneficios para su propio desarrollo local. Como queremos lograr la carbono neutralidad, lograr efectivamente mitigar los impactos del cambio climático, necesitamos instalar proyectos de energía en los distintos territorios y eso solo va a ser posible en la medida que las comunidades sientan que hay beneficios para ellos. Esta mesa es una un símbolo de eso, es el mecanismo para hacerlo y nos encanta que ésta sea la primera mesa que se inaugura en el país”.

 FREIRINA

El alcalde de Freirna, César Orellana Orellana, mostró su alegría ante este hito, destacando la participación de las empresas, el Gobierno y las comunidades: “Hoy día hemos escuchado el testimonio de las organizaciones, relevando la consideración en lo que queremos para nuestro territorio. Así que yo estoy muy contento y agradecido también del Ministerio de Energía, porque estamos cumpliendo hoy día un tremendo desafío y, además, siendo un hito importante, esta primera mesa a nivel nacional, creo que se cumple el objetivo y bueno, cuando tenemos todos un mismo fin, que en este tipo de espacios trabajemos en conjunto por esa Freirina que todos queremos, con tantas necesidades, los sectores rurales. Hoy día es importante que estemos todos los actores para ver qué podemos hacer en pos de cada uno de los habitantes de esta zona”.

Freirina, en particular, ha sido pionera en este proceso, al contar con seis parques eólicos que incluyen proyectos como Sarco, San Juan de Aceituno y Cabo Leones I, II, III y Atacama. Desde la creación de la Mesa Eólica en 2016, que evolucionó a la actual Mesa de Energía Territorial, se ha logrado consolidar un espacio de diálogo permanente que sigue los lineamientos del «Estándar de Participación en el Desarrollo de Proyectos de Energía» del Ministerio de Energía. Esto ha permitido la generación de acuerdos voluntarios que aseguran beneficios sociales y sostenibles a largo plazo para la comunidad, siendo uno de los más importantes los Fondos de Inversión Comunitaria (FIC), que financian proyectos locales de alto impacto social, y el fomento de la educación ambiental, con el fin de cerrar las brechas de información sobre energía y medio ambiente en la zona.

La ceremonia también contó con la participación de Paola Oyarzún, presidenta de la Junta de vecinos de Chañaral de Aceituno; Felipe Espinoza, presidente de la junta de vecinos de Los Burros Sur, y; Nolfa Iribarren, presidenta de la junta de vecinos de Carrizalillo. “Para nosotros la mesa ha sido una parte importante, porque nos ha ayudado como comunidad para poder tener cosas, poder tener una sede, mejorarla, tener baños. El año pasado, de las platas que nos dan los parques, ayudamos a 44 familias con víveres, que la estábamos pasando mal, por el tema de las algas. Fue aceptado. Para nosotros – yo no hablo solamente como Junta de vecinos, sino que como los sindicatos – es una parte muy importante. Porque hoy en día tenemos luz eléctrica, gracias a los apoyos de los parques, antes gastábamos mucho dinero en combustible, para los generadores que teníamos, pero hoy en día se ha ido mejorando de a poco y esperamos que más adelante se mejore aún más”, contó Felipe Espinosa.

En representación de Parque Eólico Sarco, estuvo Cristhian Acori, jefe de Comunidades y Asuntos Públicos Zona Norte de Innergex Energía Renovable; de Parque San Juan – LAP: Andrea Aedo Jeldres y de Cabo Leones I, II, III y Atacama, Guillermo Dunlop Llorens, gerente general Grupo Ibereólica en Chile.

“Estamos muy orgullosos de establecer esta Mesa de Energía Territorial, en la cual se van a dar todo tipo de conversaciones, que van a ser muy importantes para el desarrollo económico, rural y comunitario de la región. Para nosotros es un objetivo muy importante que las comunidades locales estén en sintonía con los parques eólicos, con la generación de energía eléctrica, que conozcan nuestro negocio, que conozcan cómo estamos trabajando en el territorio y, sobre todo, que se cree una dualidad de trabajo mutua y juntos generemos mucha riqueza para el pueblo de Chile. Sobre todo, que estemos de acuerdo con los objetivos de descarbonización de la matriz energética, que es una cosa que está yendo para adelante en Chile de manera muy exitosa”, sostuvo Guillermo Dunlop de Ibereólica. 

ENERGÍA EÓLICA

En Atacama, solo hay parques de generación de energía eólica en la costa sur de Freirina, comuna que cuenta con algunos de los parques eólicos más grandes de Chile con Cabo Leones II, 207,23 MWp; San Juan con 193,20 MWp; Cabo Leones I y III con 190,23 y luego sigue parque eólico Cerro Tigre con 184,8 MWp (Antofagasta).

Al 31 julio, Atacama aportó el 22% de la energía eólica generada en el país, durante 2024, con 4.169,86 GWh. Además, la región ocupa el primer lugar nacional, en el ranking de capacidad instalada en energía eólica con 1.131 MWp. 

La entrada Firman adherencia a Gobernanza de la Mesa de Energía Territorial de Freirina: Un paso clave hacia la Transición Energética Justa y Sostenible se publicó primero en Energía Estratégica.

Como ya había anticipado este medio, el pasado 2 de agosto se firmó 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.

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.

En conversaciones con Energía Estratégica, Carlos Adrián Correa Flórez, el director de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), explica los alcances de la normativa y advierte que permitirá la delimitación de los distritos en conjunto con las entidades y otras instituciones nacionales, municipales, departamentales en concertación con los pueblos y comunidades étnicas.

“Estuvimos presentes en la construcción de este Decreto, una reglamentación muy esperada. Colombia tiene una importante presencia de minería ancestral de pequeña escala por parte de las comunidades que necesita ser ordenada y organizada para que los encadenamientos productivos tengan las mejores condiciones en trazabilidad y en eficiencia de la energía”, destaca.

“Entonces la normativa ayuda a ordenar la actividad minera sobre todo a pequeña escala. Muchos se preguntan si va a significar alguna afectación negativa para la minera de mediana o gran escala pero esa no es la intención. El objetivo es que todas las actividades mineras independiente de la escala pueden existir y cobeneficiarse entre ellas”, agrega.

De esta forma, el experto argumenta que el documento busca llevar claridad y transparencia y no debería generar preocupaciones en los actores que ya venían desarrollando la actividad en el país.

Además, ratifica que esta apuesta también propone mesas de trabajo para la organización de los diferentes distritos y qué diagnóstico para estos son elaborados por la UPME.

“Nos pusimos la ambiciosa meta de lanzar documentos de diagnóstico de cada uno de los distritos. Ya publicamos el primero para Bajo Cauca que es una zona con una actividad y tradición minera enorme con un nivel de conflictividad alto al confluir muchos actores de diferente tipo”, explica. 

“Son documentos robustos de 200 páginas abiertos al público para cada distrito minero que resultan fundamentales para regular e instalar las iniciativas en los distritos de la mejor manera posible”, insiste. 

Con esta iniciativa, se busca establecer mecanismos y acciones que logren solucionar las problemáticas que se hayan identificado, con un enfoque hacía la formalización minera junto al desarrollo de una actividad minera sustentable y la rehabilitación de los territorios. 

La entrada Carlos Correa: “El Decreto de Distritos Mineros no perjudica la actividad sino que ayuda a ordenarla” se publicó primero en Energía Estratégica.

Latam Future Energy Virtual Summit, el evento más importante para el sector energético renovable en América Latina, tendrá una nueva edición este año 2024.

Se llevará a cabo el miércoles 25 de septiembre en modalidad online y gratuita. La transmisión será a las 7 am en México, 8 am en Colombia, 9 am República Dominicana, y 10 am en Chile.

ASISTIR

Este encuentro organizado por Future Energy Summit (FES) contará con la participación de empresas líderes de la industria como Sungrow, JA Solar, Chint Colombia, Solis, Runergy, Risen y DIPREM.

Referentes de estas compañías participarán en dos paneles para analizar oportunidades de negocios en mercados estratégicos de la región y compartir sus últimas novedades tecnológicas.

Panel 1: Energía Solar en Latinoamérica: Nuevas tecnologías y oportunidades del sector

Oliver Quintero – Key Account Manager – Sungrow Latam
Victoria Sandoval – Business Developer – JA Solar
Oscar Iván Urrea Riveros – Gerente – Chint Colombia

Panel 2: Tendencias en Energía Renovable: innovación y competitividad en Latinoamérica

Sergio Rodríguez – CTO Latam – Solis
Omar Ávila – Sales Manager – Runergy
Vandy Ferraz – LATAM Product Manager – Risen
Alejandro Martinez Pulido – Gerente Comercial – DIPREM

ASISTIR

El panorama en la región es muy prometedor. Mientras que Brasil sigue siendo un norte a seguir con más de 45 GW de capacidad fotovoltaica instalada y 31 GW de eólica (julio 2024), las expectativas se mantienen positivas en otros mercados estratégicos de Sudamérica, como Argentina, Chile y Colombia; en Norteamérica, las miradas apuntan a México para identificar nuevos horizontes de negocios que se podrían catalizar con la llegada de una nueva administración de gobierno; e incluso mercados más pequeños de Centroamérica y el Caribe, como Guatemala, Panamá y República Dominicana, resultan atractivos tanto para generación distribuida como para utility scale.

Si bien la tecnología solar se posiciona como la favorita para un despliegue rápido de energía renovable a costo más competitivo, también se registran anuncios de futuras inversiones y avances regulatorios en la región vinculados a proyectos híbridos con almacenamiento, energía eólica offshore e hidrógeno verde.

En este escenario, los portavoces de empresas participantes del Latam Future Energy Virtual Summit aportarán su visión sobre el presente de los mercados, su estrategia de negocios para aumentar su participación en la región y novedades tecnológicas para la competitividad del sector.

Será una jornada dinámica de intenso debate en torno a temas de interés para profesionales del sector energético renovable. Su modalidad online y gratuita es una invitación para que todas las partes interesadas se registren y asistan.

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La entrada Más empresas líderes de la industria renovable se suman al Latam Future Energy Virtual Summit se publicó primero en Energía Estratégica.

Como ya había anticipado este medio, de acuerdo última actualización de la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) publicada el primero septiembre en base a los datos de XM, actualmente existen en Colombia 1263,06 MW de proyectos renovables en operación comercial y 586,28 en periodo de pruebas, sumando una cartera de 1849,34 MW en total.

Esa ola de inversiones refleja el interés del sector por diversificar la matriz en Colombia. No obstante, si el país quiere cumplir con los compromisos asumidos de avanzar en una transición energética justa, este no solo debe abordar los desafíos técnicos y económicos, sino también considerar los aspectos sociales, laborales y ambientales, asegurando que el proceso sea inclusivo y equitativo para todos.

En Colombia, agilizar el proceso de consultas previas es uno de los principales retos 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.

En efecto, expertos en financiación de proyectos energéticos confiaron a  Energía Estratégica que muchos proyectos que iban a situarse en La Guajira tuvieron que migrar hacia otras regiones del país por demoras en la obtención de permisos ambientales.

Según sus testimonios, los inversionistas en La Guajira tomaron tres actitudes: algunos paralizaron sus inversiones a la espera de señales de evolución del mercado; otros con un nivel de inversión más avanzado y garantías comprometidas continuaron insistiendo con los trámites para la entrada en operación de sus proyectos y otros comenzaron a vender sus activos y relocalizaron sus inversiones en otros sitios.

De hecho, especialistas de entidades financieras de peso en Colombia revelaron que inversionistas con proyectos de alrededor de 85 a 100 MW comenzaron a buscar financiación enfocados en otras regiones del país tales como Huila, Orinoquía o Llanos Orientales y zonas cercanas a Barranquilla y Cartagena en la Costa Caribe.

“Aunque los inversionistas reconocen el valor de los activos en La Guajira, prefieren migrar a otras zonas del país donde no haya conflictos con las comunidades indígenas. Eso es triste porque La Guajira es donde están las mejores condiciones tanto eólicas como solares. Si bien ha habido avances y muchos proyectos han entrado en operación otros han quedado en el camino”, afirmaron.

Ante esta situación, los consultores llamaron a superar estos desafíos para facilitar el financiamiento y la ejecución de proyectos renovables en dicha zona.

“Es indispensable agilizar la permisología y tramitología para la obtención de licencias ambientales. Para ello, se necesita una estrategia diferente en la aproximación a las comunidades. En estos proyectos cada compañía va por su lado haciendo las sesiones de consultas previas y la aproximación debería ser más institucional e integral. El acompañamiento debe ser articulado entre actores públicos y privados”, sugirieron. 

Además, propusieron robustecer mecanismos que den tranquilidad a la banca como el lanzamiento de garantías para respaldar los PPAS.

“Por el riesgo que hay en este tipo de proyectos algunos bancos solamente financian durante etapa de operación y no se exponen a riesgo de construcción. Además por las altas tasas de interés tampoco le hace sentido al inversionista acceder al financiamiento porque afectaba al retorno del proyecto”, explicaron.

Y concluyeron: “Sumado a esto, hay muchas empresas comercializadoras que no tienen tan buen perfil de crédito y no pueden acceder a PPAS. Una buena estructura a través de mecanismos de cobertura o de respaldo de contratos PPAs podría ayudar a facilitar la financiación a desarrolladores de proyectos”.

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El Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) de Uruguay firmó el decreto donde autoriza a la Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Pórtland (ANCAP) a llevar adelante la licitación de bloques eólicos offshore para la producción de hidrógeno verde. 

Walter Verri, subsecretario del MIEM, confirmó el avance de la normativa, que ahora está en poder del presidente Luis Lacalle Pou (o su sucesor tras las elecciones de octubre en caso de demoras) y que finalmente ANCAP realice el llamado correspondiente. 

“Que tengamos el permiso del Poder Ejecutivo para lanzar la ronda de licitación offshore, es un hito para el país y se concretará en 5, 8 o 10 años. Es una inédita en el mundo, la cual el país le concede a un operador privado el derecho a explorar las condiciones de viento, marea, oleaje, profundidad, geología y más, para instalar parques eólicos en el mar para producir hidrógeno verde y con eso exportar al mundo”, sostuvo Alejandro Stipanicic, presidente de ANCAP.

“Aunque tenemos más de 20 bloques identificados, en esta instancia licitaremos cuatro de ellos, que son capaces de producir potencialmente 200.000 toneladas de hidrógeno verde por año, una cifra muy significativa a escala mundial, que posiciona al país entre los principales proveedores mundiales en el mundo”, agregó.

El objetivo es aprovechar la expertise de la entidad respecto a exploración energética fuera de la costa para licitar cuatro bloques marinos de 500 km2, los cuales cuentan con un potencial medio de 2 a 3 GW de capacidad renovable cada uno, 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%.

Mientras que las áreas están ubicadas en la zona sureste de José Ignacio, a 50 kilómetros de la costa y tienen una batimetría de no más de 60 metros de profundidad, con lo cual la tecnología actual de granjas eólicas en el mundo es totalmente aplicable. 

Y de acuerdo a información compartida, 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 mayor a décadas para el desarrollo y producción de H2.  

“ANCAP solicitará un plan de trabajo por los primeros dos años. Una vez cumplido, la empresa ganadora deberá presentar otro plan por cuatro años (extensible por el mismo tiempo) y en el octavo año debe haber un proyecto de inversión o un piloto. Y eventualmente, antes del décimo año, debe tomar una decisión final de inversión en un proyecto que tendrá una concesión de 25 años (prorrogables)”, detalló Stipanicic. 

“Recibimos mucho interés, pero también hay mucha incertidumbre sobre cómo se desarrollará el mercado del hidrógeno. Aunque nuestra expectativa es que en los próximos tres o cuatro años haya operadores trabajando”, concluyó.

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La International Solar Alliance (ISA) continúa fortaleciendo su presencia en América Latina y el Caribe, con el objetivo de fomentar el uso de energía solar en la región. Hugo Morales, jefe de programas para la región de América Latina y el Caribe de la ISA, destacó las prioridades de la organización, que incluyen el desarrollo de proyectos fotovoltaicos, la formación técnica y el apoyo normativo.

Uno de los temas cruciales para el avance de la energía solar en la región es el costo de los componentes clave, como los módulos fotovoltaicos y los inversores. El referente de programas de la ISA en la región señaló que, a nivel global, «los precios de los módulos fotovoltaicos se mantendrán relativamente estables o incluso disminuirán ligeramente debido a la disminución de los costos de producción y el aumento de la capacidad de fabricación a nivel global, particularmente en China». Aunque mencionó que algunos factores, como los costos logísticos y las disrupciones en las cadenas de suministro, podrían generar fluctuaciones temporales, la tendencia apunta a una mayor eficiencia y capacidad a menor costo.

Sin embargo, los inversores podrían enfrentar una situación más volátil. Hugo Morales explicó que «éstos podrían experimentar una mayor volatilidad debido a la disponibilidad limitada de ciertos componentes, como los semiconductores, que son cruciales para su fabricación». Esta escasez, que se agravó durante la pandemia, sigue siendo un problema, aunque se está estabilizando. No obstante, la innovación tecnológica y las economías de escala podrían ayudar a moderar el impacto de estos aumentos.

El escenario de precios globales presenta oportunidades importantes para América Latina y el Caribe, según Morales. «La estabilidad o la leve disminución en los precios de los módulos fotovoltaicos podría beneficiar significativamente a los países de la región, ayudando a reducir los costos iniciales de los proyectos solares». Esto es especialmente relevante para proyectos comunitarios y gubernamentales que buscan mejorar el acceso a la energía solar en áreas rurales y agrícolas.

Sin embargo, también advirtió sobre los riesgos derivados de la volatilidad en los precios de los inversores: «Si los precios de los inversores no se estabilizan o incluso aumentan, podría haber un incremento en los costos operativos para ciertos proyectos, afectando principalmente a las pequeñas y medianas empresas que dependen de sistemas solares más accesibles».

En términos generales, jefe de programas para la región de América Latina y el Caribe de la ISA señaló que «la tendencia apunta a una expansión continua de la energía solar en Latinoamérica y el Caribe, donde los costos de inversión están disminuyendo y la competitividad de la energía solar frente a los combustibles fósiles sigue aumentando». Para maximizar estos beneficios, instó a los países de la región a seguir de cerca la evolución de los precios y ajustar sus políticas.

Además, destacó en exclusiva para Energía Estratégica, la importancia de desarrollar centros locales de ensamblaje y fabricación de equipos para reducir los costos logísticos:

«Latinoamérica y el Caribe deben realizar esfuerzos para construir centros de ensamblaje y fabricación de equipos y componentes», comentó, y mencionó que la ISA cuenta con un reporte específico sobre la diversificación geográfica de la fabricación de componentes solares.

Prioridades estratégicas de la ISA

Hugo Morales describió las tres áreas estratégicas que la ISA priorizará en América Latina y el Caribe. En primer lugar, la promoción y análisis del sector solar, que se implementará a través de eventos, seminarios web, talleres y publicaciones especializadas. «Apoyaremos a los países miembros y signatarios a través de este tipo de actividades», indicó.

En segundo lugar, la ISA se enfocará en el fortalecimiento de capacidades, ofreciendo formación técnica no solo a nivel gubernamental, sino también a sectores específicos, como el bancario y financiero. Morales explicó que «el fortalecimiento de capacidades es clave para asegurar que todos los actores involucrados en el desarrollo de proyectos solares cuenten con las herramientas necesarias para garantizar su éxito».

Finalmente, la ISA proporcionará apoyo programático, incluyendo «estudios de pre-factibilidad, la elaboración de informes detallados de proyectos y la movilización de fondos para el desarrollo de proyectos que sean identificados».

Programas en marcha y apoyo normativo

Entre los programas que la ISA implementará en la región se incluyen la Aplicación de la Energía Solar a Escala para Uso Agrícola (SSAAU), el Desarrollo de Mini-redes Solares, Sistemas Solares en Techos, Parques Solares, y el uso de energía solar para la producción de hidrógeno verde. Además, Morales destacó que se trabajará en la revisión y mejora de los marcos regulatorios del sector eléctrico y el establecimiento de Centros de Recursos para la Aplicación de Tecnología Solar (STAR-C).

Al respecto, Hugo Morales, jefe de programas para la región de América Latina y el Caribe de la International Solar Alliance (ISA) recordó que «los gobiernos deben emitir una Expresión de Interés indicando las áreas en las que desean apoyo», para permitir que la ISA les brinde asistencia y orientación estratégica en el desarrollo de sus proyectos solares.

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La Unidad de Planeación Minero Energética – UPME anunció que, a través de la Resolución 727 de 2024, ha identificado y priorizado tres proyectos urgentes para garantizar la calidad del servicio eléctrico en zonas en estado crítico del país.

En los departamentos de Córdoba y Sucre se destaca, a nivel del Sistema de Transmisión Nacional, la construcción de la nueva subestación Magangué 500 kilovoltios.

A nivel del Sistema de Transmisión Regional, las obras en esta subestación también incluirán la instalación de dos transformadores de 150 MVA, la repotenciación de la línea Magangué – Mompox 110 kilovoltios, la construcción de un doble circuito Mompox – El Banco 110 kilovoltios y la construcción de una segunda línea Magangué – Mompox 110 kilovoltios, con fecha de puesta en operación para diciembre de 2028.

Por su parte, para el departamento de Norte de Santander, se incluye la instalación de un compensador de 80 MVAr en la subestación Ínsula 115 kilovoltios, con fecha de puesta en operación para diciembre de 2028.

En el departamento de Chocó, se identificó la instalación de un compensador de 30 MVAr en la subestación Cértegui 115 kilovoltios, cuya fecha de puesta en operación está prevista para diciembre de 2027. “Seguimos impulsando la apuesta que anunciamos recientemente, a través de la estrategia Misión Transmisión, dando respuesta a problemas cuya solución se ha postergado por muchos años.

Estas obras son fundamentales para mejorar la confiabilidad y la capacidad del sistema de redes eléctricas y permitirán minimizar restricciones críticas en zonas previamente identificadas por el operador del sistema, como sobrecarga de transformadores y baja tensión en nodos del Sistema de Transmisión Regional, permitiendo mejorar la calidad del servicio para más de 50.000 hogares en las zonas de influencia”, indicó Adrián Correa, director de la UPME.

A través de estas iniciativas, la UPME reafirma su compromiso con el desarrollo y la confiabilidad del servicio de energía eléctrica del país, asegurando un suministro confiable para la comunidad.

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En un trabajo conjunto para impulsar la sostenibilidad y mejorar la calidad de vida de los colombianos, el Ministerio de Minas y Energía, el Ministerio de Vivienda, Ciudad y Territorio y el Fondo Nacional del Ahorro han firmado un memorando de entendimiento que facilitará la financiación de mejoramiento de vivienda con soluciones de energía renovable, especialmente tecnologías fotovoltaicas.

Los créditos de mejoramiento de vivienda del FNA incluirán la posibilidad de financiar la adquisición e instalación de paneles solares, contribuyendo al ahorro en costos de la energía y al desarrollo sostenible del país.

Este acuerdo les permitirá a los hogares de estratos 1, 2 y 3 acceder a tecnologías de energía limpia, mejorar su infraestructura, reducir las facturas de energía en el corto plazo y mantener ese beneficio en el largo plazo. La ministra de Vivienda, Ciudad y Territorio, Helga María Rivas; la presidenta del FNA, Laura Roa, y el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, hicieron hoy el anuncio que será clave para contribuir en el ahorro del costo de la energía, avanzar en el desarrollo sostenible del país y mejorar la calidad de vida de miles de familias colombianas.

¿Qué incluye este acuerdo?

1. Créditos para mejoramiento de vivienda: Los usuarios podrán financiar la adquisición e instalación de sistemas solares fotovoltaicos, con rango estimado de inversión de entre 10 y 20 millones de pesos. www.minenergia.gov.co

2. Población beneficiada: Se priorizará a los usuarios residenciales de estratos 1, 2 y 3, con especial enfoque en la Región Caribe, donde el potencial solar es alto. 3. Condiciones de financiación: Los créditos pueden ser para afiliados con cesantías o con ahorros voluntarios, lo cual abre la posibilidad para todos los interesados. Las tasas de interés están diseñadas para ser más favorables para las familias con ingresos más bajos, comenzando con tasas desde el 10% efectivo anual para aquellos hogares con ingresos de hasta 2 Salarios Mínimos Legales Vigentes (SMLV).

Ventajas del crédito con el FNA frente a otros bancos:

1. Tasas de interés competitivas: El FNA ofrece tasas más favorables que las de otras entidades financieras, especialmente para aquellos con ingresos más bajos, lo que hace que los créditos sean más accesibles para una mayor parte de la población.

2. Flexibilidad en plazos y condiciones: Los créditos del FNA permiten amplios plazos de financiación y la posibilidad de elegir entre modalidades de UVR o pesos, adaptándose a las necesidades y capacidades de pago de cada usuario.

3. Sin sanciones por prepago: A diferencia de muchos bancos, el FNA no impone sanciones por prepago total o parcial, lo que permite a los usuarios liquidar su deuda de manera anticipada sin incurrir en costos adicionales.

Con este acuerdo, el Ministerio de Minas y Energía, el Ministerio de Vivienda, Ciudad y Territorio y el Fondo Nacional del Ahorro ratifican el compromiso del Gobierno del Cambio con la promoción de energías renovables y la creación de soluciones que impulsen el bienestar y desarrollo sostenible en el país

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BGH Eco Smart, la división del Grupo BGH enfocada en el desarrollo de soluciones de alta eficiencia energética, participará de la 5ta Exposición internacional de Aire Acondicionado, Calefacción, Ventilación, Refrigeración y Agua Caliente Sanitaria que se llevará a cabo del 11 al 13 de septiembre en el Centro Costa Salguero, de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina.

En un amplio y dinámico stand, BGH Eco Smart propone un recorrido por su amplio portafolio de productos, destacando soluciones en climatización profesional, calefacción, eficiencia energética y sistemas de gestión de edificios (BMS). También se lanza una nueva solución eficiente, única e innovadora diseñada para el mercado residencial.

“Dentro del actual contexto en el que nos encontramos, la tendencia de consumo en la categoría tiene fuerte orientación por equipos eficientes, que no sólo impactan menos en el ambiente, sino también que requieran de un consumo energético más bajo y contribuya con el cuidado de la economía doméstica de cada consumidor sin resignar calidad de vida”, declaró Diego Simondi, Director ejecutivo. También mencionó que: “BGH Eco Smart, como líder de la categoría, se enfoca en ofrecer productos de alta calidad, eficientes en energía y con un diseño innovador. Nuestro propósito está en el compromiso con la satisfacción del cliente, ofreciendo un servicio postventa excepcional que incluye garantías sólidas y asistencia técnica especializada”.

El nuevo Multisplit Zen

Los equipos Multisplit ZEN de BGH Eco Smart ofrecen una amplia y versátil línea de unidades que incorpora componentes de última tecnología, combinando diseño y estética, haciendo posible disponer de una unidad exterior y múltiples unidades interiores, tanto murales como baja silueta, generando un importante ahorro de espacio. Mediante los sistemas de hasta 5 unidades interiores con una única unidad exterior, se logra un embellecimiento de la fachada del edificio.

Este nuevo lineal además cuenta con refrigerante R32. Este refrigerante se considera una alternativa a los refrigerantes mas antiguos, como el R22, que son perjudiciales al medioambiente y contribuyen al calentamiento global. El R32 tiene un mejor rendimiento termodinámico, por lo que es más eficiente ayudando a reducir las emisiones de carbono.

Feria internacional

La feria internacional reúne arquitectos, desarrolladores, técnicos e instaladores, así como a los principales actores del sector de la climatización profesional y eficiencia energética en Argentina. Este evento clave dentro del calendario es el espacio propicio para conocer los avances tecnológicos en el uso racional de la energía, el desarrollo sustentable y la protección del medio ambiente.

En paralelo a la exposición, tienen lugar también un sólido programa de conferencias especializadas donde expertos de diversos sectores discutieron sobre energías renovables, políticas energéticas y nuevas técnicas para optimizar el uso de la energía en todos los ámbitos.

En BGH Eco Smart se diseñan productos y soluciones de eficiencia energética, climatización profesional y Smart building, que contribuyen con el desarrollo sostenible al minimizar el impacto ambiental. BGH siempre está en continúa búsqueda de generar valor agregado a través de la innovación pensando en las necesidades de clientes y la excelencia. Ahora participará de la Expo Frío Calor Argentina para llevar todas las novedades del sector.

Acerca de BGH Eco Smart

BGH Eco Smart es la unidad de negocios del Grupo BGH especializada en el desarrollo de soluciones de eficiencia energética & Smart Building para empresas, gobiernos y personas, integrando productos y servicios de climatización profesional, iluminación y Building management.

La entrada BGH Eco Smart presenta su nuevo lineal de Aires Acondicionados que posibilitan una mayor eficiencia energética residencial: los multisplit Zen se publicó primero en Energía Estratégica.

Como ya había anticipado este medio, en Colombia reina la incertidumbre por las altas tarifas de energía eléctrica y el gobierno está analizando cambiar la fórmula de su cálculo con el objetivo de reducir su precio y poder garantizar el suministro a la población más vulnerable.

Incluso, días atrás, el presidente Gustavo Petro, lamentó que no pueda ser él quien regule el servicio público y acusó a las empresas de energía de «especular» con su precio tornándolas cada vez más caras, lo cual abrió la polémica en el sector energético.

Numerosas entidades advirtieron que el costo de la energía está regulado por la CREG y que las empresas no pueden controlar ni alterar los precios de la energía a su favor. Además, los gremios advirtieron que cualquier cambio en la fórmula tarifaria debe cumplir con los criterios definidos en la Ley, y debe llevarse a cabo mediante un proceso transparente que incluya consultas y análisis de impacto.

Bajo esta premisa, Alexandra Hernández, presidente Ejecutiva de la Asociación de Energías Renovables Colombia (SER Colombia), brindó su visión al respecto en diálogo con Energía Estratégica y propuso al gobierno otras políticas para mejorar la calidad de vida de la población a través de la promoción de fuentes no convencionales.

¿Cómo afectaría a tecnologías renovables como generación distribuida un cambio en el cálculo de la tarifa de energía?

El impacto en las tecnologías renovables dependerá de los ajustes realizados en la fórmula tarifaria, especialmente en su componente G. Como gremio de las Fuentes No Convencionales de Energía Renovable -FNCER-, nuestro llamado es a acelerar la entrada en operación de los proyectos, lo que permitiría aumentar la oferta y con ello disminuir los precios.

A mayor número de actores y de empresas, los precios bajan y se beneficia el bolsillo de los colombianos, para esto se necesita un mercado acorde a la transición hacia energías limpias y competitivas que son parte de la solución para una matriz diversificada. Para lograrlo, es indispensable asegurar la estabilidad regulatoria y jurídica del mercado, lo que fomentará la inversión extranjera en la transición energética, que requiere aproximadamente 122 mil millones de dólares para 2052, según las estimaciones de World Economic Forum.

¿Qué opina del plan de comunidades energéticas del Gobierno?

Valoramos positivamente los esfuerzos del gobierno para promover el desarrollo de energías limpias a través de las comunidades energéticas. Estas iniciativas representan una oportunidad para acceder a energía con propósito y fomentar una participación activa de los usuarios.

La regulación propuesta por la CREG permitirá la implementación de nuevos mecanismos de autogeneración y generación distribuida. Sin embargo, es crucial que esta regulación establezca señales claras sobre la expansión del sistema con estos nuevos agentes, así como el papel de los operadores de red y distribuidores en la aprobación de conexiones y el desarrollo de la infraestructura necesaria.

Estamos a la espera de la versión definitiva de la resolución de la CREG que habilitará las comunidades energéticas, pero también se requieren esfuerzos para definir la gobernanza de estas y así garantizar su sostenibilidad a largo plazo desde el punto de vista técnico y económico para su operación y mantenimiento.

¿Qué cambios debería haber en el marco regulatorio colombiano para incentivar proyectos renovables tanto de generación distribuida como de gran escala?

Desde SER Colombia, sugerimos cuatro medidas normativas clave para acelerar la implementación de proyectos de energías renovables:

Una revisión estructural de la regulación sobre el cobro por desviaciones (Resolución CREG 060 de 2019) para los proyectos de gran escala despachados centralmente, es decir, aquellos mayores a 20 MW, que ya está siendo evaluada por la CREG.
La creación de mecanismos para la realización de subastas privadas y/o públicas de contratación a largo plazo, con el fin de garantizar el cierre financiero de los proyectos de FNCER.
Modificar el proceso de conexión establecido en la Resolución CREG 075 de 2021 para acelerar la asignación de puntos de conexión y reducir la especulación en este ámbito.
La ampliación del periodo de vigencia de conexión para proyectos de generación distribuida, lo cual permitiría a los promotores de mini granjas gestionar el desarrollo de sus proyectos de manera más eficiente, sin el riesgo de perder la conexión, dado que estos requieren el mismo tratamiento en términos de permisos técnicos, ambientales y sociales que los proyectos de gran escala.

Colombia necesita un futuro energético sostenible: con energía limpia, competitiva, complementaria y que genere nuevas oportunidades de empleo y desarrollo económico, para ellos estos cambios son clave.

La entrada Hernández de SER Colombia: «Colombia necesita estabilidad regulatoria y jurídica para la entrada de proyectos renovables» se publicó primero en Energía Estratégica.

La Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER) que nuclea a unas 100 empresas del sector eléctrico de República Dominicana renueva sus objetivos con la llegada de una nueva directiva para el período 2024-2026.

Energía Estratégica se comunicó con el ingeniero Alfonso Rodríguez, CEO y Socio de Soventix Caribbean, quien fue elegido como nuevo presidente de ASOFER, para conocer su visión sobre la situación actual y los avances que podrán dar en el sector en los próximos años:

¿Qué principales objetivos se fijó para su gestión como presidente de ASOFER?

Como Presidente de ASOFER tengo claro que debo asumir los principales objetivos que defina la Asociación, pues representamos a la mayoría de empresas asociadas al sector de las energías renovables (EERR). Los retos son muchos, pero las oportunidades para el país son más.

Promover una mayor penetración de las EERR en proyectos de generación distribuida y de gran escala quizá sea el objetivo más importante, para poder lograrlo necesitamos poder trabajar de la mano junto con el Estado dominicano en muy importantes frentes:

Entender el auténtico valor que aportan las EERR. Últimamente ha habido mucha desinformación de sectores interesados, que buscan frenar la implementación de estas tecnologías en favor del status quo. Para un país insular, que importa todos los combustibles fósiles, somos la mejor opción y la única que asegura una competitividad a largo plazo del país, en una economía globalizada y sostenible, que es la que tenemos.
Dimensionar la oportunidad pendiente, incluyendo sistemas de almacenamiento en la generación, transmisión y distribución, así como su uso por los clientes (residenciales, comerciales, industriales) para incrementar el uso de EERR en el país. El modelo tradicional del negocio eléctrico cambió, la tecnología está disponible y es competitiva frente a soluciones más contaminantes, nuestra obligación moral es utilizarla, beneficiarnos de ella.
Facilitar el acceso a formación adecuada y colaborar con el gobierno para definir estándares beneficiosos para el país. Para ello necesitamos recibir apoyo y colaboración e integrar nuestros esfuerzos con otras instituciones como las universidades, los institutos técnicos de formación y demás instituciones para asegurar que esta revolución de empleos en energía sostenible cale, beneficiando de la mejor manera posible a toda la sociedad dominicana.
En cuanto a la generación distribuida, respetar los tiempos establecidos y el marco regulatorio existente para garantizar confiabilidad en el procesamiento de permisos por parte de las distribuidoras e instituciones. Es importante eliminar las barreras innecesarias y modernizarnos a la altura de los tiempos actuales, en reconocimiento de las importantes inversiones involucradas en proyectos de energía solar y el impacto tan positivo que generan en el país, a todos los niveles.

En ASOFER tenemos claro que cada kilovatio hora renovable producido es ahorro de emisiones de gases contaminantes, es acceso a mejores condiciones de financiación, a una economía más competitiva, que paga más impuestos y deja mayor riqueza en el país, evitando la exportación de divisa para la compra de combustible fósil importado. Es un turismo más sostenible y de mejor calidad. Más riqueza para los dominicanos y un mejor futuro. Las economías líderes en el mundo y en América Latina tienen esto claro y su apuesta por la aceleración de esta transición energética es decidida. En República Dominicana es hora de que redoblemos esfuerzos y abracemos esta realidad. Tenemos que empujar los límites, cambiar la realidad a mejor.

¿Han solicitado reunión o audiencia con el ministro Joel Santos Echavarría?

El Ministro acaba de llegar a su puesto y estamos seguros que tiene retos muy importantes y oportunidades por delante. Desde ASOFER le ofrecemos una mano amiga, interesada en el beneficio del país, con profundo conocimiento de la realidad dominicana y pasión por el desarrollo de su sociedad. Le deseamos el mejor de los futuros y ofrecemos nuestra mejor colaboración, para aportar valor durante su gestión. Para ello le hemos ofrecido nuestra colaboración e invitado a reunirnos.

¿Con qué periodicidad buscarían entablar diálogo con la nueva autoridad?

Esperamos que estas reuniones sean frecuentes y podamos ser un aliado estratégico de esta gestión, que es tan importante.

Considerando que se ha avanzado en almacenamiento energético, ¿están pensando en impulsar alguna comisión especial que aborde barreras específicas para la integración de almacenamiento en proyectos renovables de gran escala?

En la Asociación tenemos claro que la realidad actual va a cambiar de manera importante y para ello, debemos prepararnos y ayudar a los demás a prepararse. Los sistemas de almacenamiento han demostrado ya en el mundo (Europa, EEUU, Asia, Australia como ejemplos) que son competitivos frente a soluciones tradicionales térmicas, para aplanar la curva de la demanda, para ayudar a integrar más renovables, disminuir el costo de generación de electricidad y la calidad del suministro eléctrico, tanto en sistemas insulares como interconectados.

Con los BESS podemos lograr una realidad más costo-efectiva, segura y renovable. Su importancia es capital, tanto para proyectos de gran escala como para proyectos industriales. No debemos relegar su impacto positivo solo a los proyectos “utility scale”, pues si los usuarios industriales utilizan BESS, podemos cambiar de manera drástica como se comporta la demanda y los costos actuales para abastecerla. Y me refiero no solamente a los costos económicos, sino también a los ambientales y sociales.

Adicionalmente la red actual (transmisión y distribución) puede ser enormemente más eficiente implementando sistemas de almacenamiento para mejorar su calidad de servicio y optimizar su uso de infraestructuras.

En ASOFER tenemos como objetivo trabajar de manera importante en el análisis de las oportunidades existentes y la colaboración con las instituciones del sector para facilitar la implementación de proyectos que permitan capitalizar las mismas, para el beneficio de todos.

¿Respecto a la ley de armonizada del subsector eléctrico tienen una posición oficial?

Entendemos que hay muchos cambios importantes que deben ocurrir en el sector eléctrico, para poder transformar la realidad actual en un modelo de excelencia operativa y sostenible. La propuesta de ley que se ha realizado entendemos que es mejorable en muchos aspectos. Por ejemplo, elimina los incentivos a las energías renovables, cuando el combustible fósil importado es exonerado al 100%. Imaginate, en pleno 2024 el país estaría apoyando más el uso de combustible fósil importado que a las energías renovables producidas con recursos naturales renovables dominicanos. Todo un despropósito.

Adicionalmente promueve que se elimine la CNE, que está realizando un papel excelente en la promoción de las energías renovables. En un momento en el que se necesita acelerar el cambio del modelo energético y empujar aún más el desarrollo de un modelo energético sostenible, moderno e inteligente que aproveche al máximo el uso de las energías renovables…. Estos cambios de dirección generan mucha incertidumbre y retrasos en la implementación de proyectos.

¿Cómo piensa incluir ASOFER la voz de los generadores de energía renovable dentro de la Asociación?

El objetivo principal de ASOFER es empujar una agenda de sostenibilidad en el sector eléctrico y en la industria dominicana. Por lo que integrar los intereses de los generadores 100% renovables tiene todo el sentido del mundo. Tenemos los mismos intereses, necesitamos el mismo desarrollo de conocimiento y de la industria local, el acceso a mano de obra formada y competitiva, claridad en el marco regulatorio y normativo y una apuesta clara del estado por la descarbonización de la economía nacional de una manera costo-eficiente.

A nivel regional, tanto en Centroamérica como en América Latina en general estamos viendo una resistencia importante a este cambio, ralentizando esta apuesta fundamental para el futuro económico de estos países en beneficio de plantas térmicas inflexibles, que en la mayoría de los casos consumen combustibles fósiles importados. Esto afectará de manera importante este desarrollo que viene disfrutando el país gracias al impacto de nuestro trabajo y de tanta inversión local y extranjera, que está confiando en el país para promover proyectos de energía renovable. Es por esto que estamos invitando a empresas con intereses actuales y futuros de generación de energía 100% renovable a formar parte de nuestra Asociación.

Las EERR son una de las principales fuentes creadoras de nuevos empleos de calidad, bien remunerados y tecnificados. Los proyectos de energía renovable se han convertido en una de las principales fuentes generadoras de inversión en el país, cumpliendo su promesa de convertirse en una fuerza transformadora del panorama y la economía nacional. El futuro de este sector, de esta economía y del país es más plural, justo y sostenible gracias a nuestra labor y al cambio que generamos y debemos seguir empujando, labor que realizaremos mejor con su incorporación en ASOFER.

La entrada ASOFER renueva su estrategia para transformar el sector energético dominicano con aún más renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

YPF, la empresa energética semi-estatal de Argentina, continúa transitando la transición energética y planea seguir creciendo en el sector de las energías renovables e hidrógeno del país. 

Tal es así que la compañía reconoció que prepara un am plio portafolio de proyectos de H2V que van desde la pequeña escala hasta grandes centrales, ya sea a través de su gerencia de Nuevas Energías como mediante YPF Luz. 

“Tenemos dos proyectos en cartera de hidrógeno verde que estudiamos fuertemente, uno pequeño y otro de gran escala. Este último se hace por fase, de manera que ya iniciamos con los terrenos, principalmente para parques eólicos de giga-escalas”, reconoció Matias Catueño, analista de Innovación y Tecnología de YPF Luz, durante un evento del Consorcio H2ar al que asistió Energía Estratégica. 

“El año próximo empezaremos a instalar 9 turbinas de 7 MW de capacidad cada una (en el  Parque Eólico CASA de 63 MW), lo que nos llevaría dos años de ingeniería, construcción y desarrollo. Mientras que para el proyecto de H2V se requerirían 140 turbinas de esa misma potencia y eso que es un proyecto chico dentro de los que se están haciendo”, agregó.

Por lo que siguiendo ese cálculo, y de mantenerse el uso de la tecnología Nordex Delta de 7 MW de potencia por aerogenerador que usará la central de Olavarría, ese parque eólico dedicado a la producción de hidrógeno verde podría contar con alrededor de 980 MW de potencia, aunque también mucho más tiempo otro nivel de equipamiento para su construcción. 

Y cabe recordar que YPF suma 497 MW renovables en operación y otros 418 MW en construcción (200 MW del parque solar El Quemado y 218 MW eólicos entre el PE General Levalle y el PE CASA), a lo largo de ocho provincias del país, a la par que constantemente participa en las convocatorias del Mercado a Término (MATER) por lograr la adjudicación de más prioridad de despacho. 

Pero Catueño no se quedó sólo con eso sino que amplió su idea y reforzó que “cualquiera que quiera hacer H2 de gran escala tendrá que hacerlo de forma radicalmente distinta, en menor tiempo y costos porque sino no podrá ser competitivo en ningún escenario”. 

“De todos modos, en algunos parques ya tuvimos factores de carga del 80%, por lo que harían funcionar al electrolizador el doble tiempo. Hecho que puede ser un diferencial y que debe asociarse con el financiamiento, capitalizar ese beneficio y hacerlo un proyecto viable”, aclaró.

Además, desde la gerencia de Nuevas Energías de YPF dieron más detalles del emprendimiento de baja escala que está en carpeta para la producción de amoníaco que llevan adelante junto a la firma Profertil, única productora de urea granulada en la Argentina,

“El proyecto producirá cerca de 30.000 – 40.000 toneladas / año. Incluso ya tenemos un preacuerdo con un offtaker y  se implementaría en un plazo más corto, lo que nos daría la experiencia de la operación, servicios y particularidades de la tecnología para proyectos de otra escala”, aseguró Andrés Barcia, líder Nuevas Energías de YPF. 

“Tenemos recurso eólico de primer nivel mundial y entendemos y diferenciamos al H2 de acuerdo a su intensidad de emisiones. Pero el tema crítico es el almacenamiento, por lo que avanzaremos con un estudio geológico para bajar el riesgo y aumentar la factibilidad (…) Entonces, a partir del 2030 será el espacio para un proyecto de hidrógeno verde y azul en alta escala”, añadió en el mismo foro. 

La entrada YPF prepara dos proyectos renovables para la producción de hidrógeno verde en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Las empresas vinculadas a los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) en Chile volvieron a cruzar al gobierno por el impacto que podría acarrear la aprobación del proyecto de ley que amplía el subsidio eléctrico que, entre otras medidas, propone que los PMGD financien las subvenciones de las cuentas eléctricas y ayuden a la disminución de la tarifa de las pequeñas y medianas empresas. 

Puntualmente, las firmas CVE Chile y oEnergy se presentaron en una sesión de la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados, donde criticaron abiertamente la iniciativa que impulsa el Poder Ejecutivo y alertaron severos riesgos, desde frenos a las inversiones en la materia hasta defaults financieros de diversas compañías. 

“La sola presentación del proyecto de ley ya generó la suspensión de futuros desembolsos, es decir no hay más financiamiento para nuevos proyectos. Tenemos USD 80.000.000 engrapados (de una inversión total que asciende a USD 290.000.000 entre parques ya operativos y en construcción) porque no se aprobará el desembolso hasta que no haya claridad”, aseguró Erich Schnake, director de Asuntos Legales y Públicos de CVE Chile. 

“Si se aprueba el PdL, implicaría una revisión del modelo financiero y conllevaría un default, lo que le dificultará al financista requerir el pago anticipado de toda la deuda. Hecho que gatilla una situación compleja para las empresas, ya sea por la liquidación o renegociación de los contratos de financiamiento”, agregó. 

Cabe recordar que el financiamiento de los PMGD a los subsidios se daría mediante un cargo transitorio a los retiros de energía del sistema, denominado “Cargo FET” (Fondo de Estabilización de Tarifas) para los años 2025 a 2027, por un monto de $1,8 kWh que se financia de la retención equivalente a las compensaciones por precio estabilizado que se pagan en conformidad al régimen transitorio del Decreto Supremo N°88/2019. 

Mientras que el apoyo a las PyMEs se daría a través de la habilitación de la inyección y retiros de energía en el mismo punto de conexión, para comercializarla con las concesionarias de servicio público de distribución que presten servicio en dicha zona. Por lo que las distribuidoras podrán traspasar dicho precio a la bolsa de clientes conformada por las PyMEs y operadores de servicios sanitarios rurales que cumplan con los requisitos objetivos de focalización. 

Por otro lado, el gerente de desarrollo de negocios de oEnergy, Yuri Andrade, insistió que el anuncio de la iniciativa puso en jaque a la compañía, producto de la presión financiera, y que la disminución de los ingresos se traducirá en el incumplimiento de los compromisos y contratos con los acreedores. 

“El proyecto de ley se basa en una estimación de costo que difiere del costo efectivo real, por tanto traería consecuencias graves en el sector, ya que afectaría el financiamiento de infraestructura crítica para avanzar con la descarbonización», subrayó. 

Tal es así que dicho especialista reveló que, debido a la inestabilidad regulatoria, ya postergaron transacciones para 70 MW de quince proyectos PMGD entre Iquique y Coquimbo que comenzarían a construirse en 2025, además de otros 300 MW de capacidad en sistemas de almacenamiento de energía en la región de Tarapacá. 

“Cuando se vulnera el Decreto Supremo transitorio, se condena a que la banca internacional ponga financiación más cara a la transición energética y al pipeline que tiene el país para cumplir la descarbonización”, sentenció Andrade.

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La Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE) iniciará un proceso de consulta pública para revisar los contratos firmes (CF) y los contratos no firmes físico flexibles (CNFFF) en el Mercado Eléctrico Regional (MER). Esta decisión surge tras la publicación de un informe de diagnóstico que detalla los problemas operativos y de administración del MER, evidenciados por el Ente Operador Regional (EOR) durante varios períodos de escasez de energía en 2023 y 2024.

El informe GM-35-07-2024/GJ-67-2024/AT-16-2024 identifica que, en momentos críticos de oferta limitada, las inyecciones de energía disponibles no fueron suficientes para cubrir la demanda de los CF y CNFFF, lo que ocasionó una dependencia excesiva de ofertas de oportunidad. Dichas ofertas, al ser más costosas y no estar siempre disponibles, resultaron en un aumento de los precios y en dificultades para garantizar la seguridad del suministro eléctrico en la región.

La escasez de generación fue particularmente grave durante los meses de mayo y junio de 2023, y nuevamente en marzo y abril de 2024. Según el EOR, los predespachos nacionales y regionales se vieron afectados por la falta de ofertas de inyección, lo que obligó a la activación de las denominadas «variables de desatención», que miden la cantidad de energía no suministrada. El informe señala que en esas fechas, la generación disponible en el MER no fue suficiente para satisfacer las demandas de energía de los CF y CNFFF, lo que resaltó la necesidad de mayor flexibilidad en el sistema.

El Ente Operador Regional informó que en abril de 2024, por ejemplo, la disponibilidad de generación en Guatemala cayó drásticamente, afectando la programación de las inyecciones de energía en un 55.97%. Esta falta de oferta hizo necesario recurrir a la cancelación o reducción de contratos, afectando tanto a los CF como a los CNFFF. Ante esta situación, el EOR propuso modificaciones regulatorias para optimizar la programación de energía, incluyendo la adición de nuevos parámetros a los modelos de optimización y la implementación de procedimientos de corte de contratos en momentos de escasez.

Propuestas de modificación normativa

Para abordar estos problemas, la CRIE ha sugerido cambios importantes en los numerales A3.4.4.1 y A3.4.4.2 del Anexo 3 del Libro II del Reglamento del Mercado Eléctrico Regional (RMER). La propuesta de modificación normativa busca mejorar la gestión tanto de los CF como de los CNFFF en situaciones de escasez, y fortalecer la firmeza y flexibilidad de estos contratos.

Entre las modificaciones más destacadas se incluye la posibilidad de que los agentes del mercado puedan optar por aceptar el precio resultante de las ofertas de oportunidad o reducir la capacidad de generación previamente declarada en sus contratos. Asimismo, se propone la implementación de condiciones más claras para la disminución a cero de los contratos CNFFF en situaciones donde se opere en «islas eléctricas», es decir, cuando una parte del sistema eléctrico se aísla del resto del mercado.

En términos operativos, se plantea que el EOR pueda desarrollar procedimientos matemáticos y operativos para reducir los contratos firmes y no firmes en momentos de escasez, garantizando que los CF tengan prioridad sobre los CNFFF. Además, la CRIE recomendó establecer un sistema más flexible y eficiente en la programación y el redespacho de energía, para evitar que los altos precios de las ofertas de oportunidad sigan afectando al sistema eléctrico regional.

Impactos y beneficios esperados

El informe destaca que no se prevén costos monetarios significativos derivados de estas modificaciones, ya que el EOR utilizaría recursos propios para implementarlas. Sin embargo, los beneficios potenciales son claros: se espera una mayor eficiencia en la programación de transacciones eléctricas, una mejor seguridad del abastecimiento energético y un sistema menos vulnerable a la volatilidad de los precios de la energía.

La CRIE subrayó que la consulta pública es un paso necesario para garantizar la transparencia y recoger las opiniones de los diferentes actores del mercado. Esta fase de revisión permitirá ajustar los detalles de las propuestas antes de su implementación final, asegurando que los cambios propuestos realmente beneficien al mercado eléctrico regional.

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, durante el Webinar «Sin inversión no hay transición: el futuro de la distribución eléctrica en América Latina” (ver transmisión), la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT) presentó estudio con las inversiones necesarias en infraestructura de distribución de la región para garantizar una transición energética efectiva, inclusiva y sostenible.

El reporte llevado adelante por la consultora GM Global y ADELAT plantea dos escenarios de transición energética al 2040 para 7 países de la región (Argentina, Brasil, Chile, Colombia, Ecuador, Guatemala y Perú).  Uno más optimista en el que se invertirán 431 billones de dólares y otro más conservador en el que la cifra asciende a 307 billones de dólares.

No obstante, durante el evento, expertos del sector afirmaron que para materializar estas inversiones el sector público, los distribuidores y el órgano regulador de cada país deben superar ciertos desafíos.

Algunos de ellos son: la creación de un planeamiento nacional unificado flexible para mejorar la generación, transmisión y distribución de energía; facilitar el acceso al financiamiento a distribuidoras; diseñar estructuras tarifarias eficientes; desarrollar esquemas de remuneración que permitan el reconocimiento anticipado de las inversiones; agilizar y simplificar procedimientos de autorización y permisos asociados a inversiones de transición energética, entre otros.

En línea con estos retos, Danilo Zurita, Jefe del Departamento Eléctrico de la Comisión Nacional de Energía de Chile (CNE), uno de los organismos públicos más avanzados de la región, señaló: “Estamos afectados por el cambio climático, el dinamismo tecnológico y cambios en el patrón de consumo energético. Tenemos como desafío invertir en infraestructura, realizar monitoreos y prevención de la red. Esto se logra con mecanismos como la medición inteligente y modificaciones regulatorias que reconozcan las realidades locales de cada región para garantizar la calidad del servicio”.

De acuerdo al experto, mientras más seguridad haya en los sistemas de transmisión para la colocación de energía renovable, los incrementos en los costos para aportar esa resiliencia probablemente se vean equilibrados con un entorno completo.

A su turno, Medardo Cadena, asesor del secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) , advierte que, según las estimaciones de la entidad, el objetivo de alcanzar cero emisiones al 2050 requiere triplicar la capacidad instalada en generación que actualmente es de 500 GW a 1500 GW al 2050. Esto en términos de inversión, representa entre 3 y 4 trillones de dólares, una suma muy grande en la región.

Ante estas cifras, insistió: “El gran reto es avanzar en esta transición sin afectar al usuario. Para ello, hay que atraer esas inversiones con el menor costo de capital y riesgo posible, lo cual se logra trabajando mucho en la regulación. El marco normativo tiene que ser lo suficientemente flexible para incorporar todos los efectos de la tecnología e innovación y, por otro lado, ser lo suficientemente clara y con señales de largo plazo que den la seguridad para atraer inversión”.

En este contexto, Cadena sugirió que mantener espacios de diálogo es fundamental para que todos los actores estén sintonizados con estas necesidades y obligaciones en pos de alinear la visión del sector privado con el público.

“La transición energética sólo se logrará a través de la electrificación. Por ello, cuando hablamos de tarifa hay que mirar la película completa.  A veces fallamos en cómo transmitir al usuario final los beneficios de migrar hacia energías limpias. Hay que fortalecer el diálogo para superar estos desafíos”, afirmó.

En el cierre del webinar, a modo de conclusión, el vicepresidente de ADELAT, Horacio Nadra, coincidió con los especialistas y argumentó: “El desafío es enorme porque nuestras redes no están preparadas para soportar tanta energía. Muchas veces en Latam nos cuesta sostener políticas a largo plazo y hablar de tarifas eléctricas. Son temas que hay que debatir y lograr consenso porque el cambio es inevitable”. 

“Además, por la dinámica de las tecnologías involucradas la velocidad del cambio es exponencial. Eso nos tiene que impulsar hacia adelante para lograr paulatinamente semejante transformación. Es una gran oportunidad para todo los países de Latinoamérica y tenemos que estar preparados”, concluyó.

La entrada Proponen acciones para una electrificación que no afecte al usuario final en Latinoamérica se publicó primero en Energía Estratégica.

GoodWe, líder mundial en soluciones de energía solar, anuncia su participación en Intersolar South America 2024, que tendrá lugar del 27 al 29 de agosto en São Paulo. Este evento, uno de los más importantes del sector de la energía solar en América Latina, servirá de escenario para que GoodWe presente sus últimas innovaciones y refuerce su compromiso con el mercado brasileño y sudamericano.

Perspectivas para el mercado brasileño de energía solar

GoodWe está entusiasmada con las oportunidades de crecimiento en el mercado brasileño de la energía solar. Con la demanda de energía limpia y sostenible en aumento, Brasil se ha convertido en uno de los principales mercados para las inversiones en energía solar. «Brasil tiene un inmenso potencial solar y estamos comprometidos a proporcionar tecnologías avanzadas que satisfagan las necesidades de energía limpia del país», dijo Fábio Mendes, vicepresidente de GoodWe para América del Sur.

Durante Intersolar South America, GoodWe destacará su gama de productos innovadores, incluyendo inversores y baterías de alta eficiencia y soluciones BIPV [Building-Integrated Photovoltaics], que integran perfectamente la generación de energía solar en las estructuras de los edificios, promoviendo la sostenibilidad y la eficiencia energética.

Estrategia de expansión en Sudamérica

Además de su fuerte presencia en Brasil, GoodWe se centra en la expansión de sus operaciones en toda América del Sur. La empresa ve la región como un mercado estratégico, con países que están adoptando cada vez más políticas a favor de las energías renovables.

«Nuestro objetivo es fortalecer nuestra red de socios y distribuidores en América del Sur, garantizando que nuestras soluciones de energía solar estén ampliamente disponibles para ayudar a acelerar la transición energética de la región», añadió Mendes.

La estrategia de expansión de GoodWe incluye el establecimiento de nuevos socios regionales, la inversión en soporte técnico local y la ampliación de su red de servicios. La empresa también se compromete a ofrecer formación y capacitación a instaladores y socios, garantizando la excelencia en la aplicación de sus soluciones.

Innovaciones y Sostenibilidad

En Intersolar South America 2024, los visitantes podrán explorar las novedades del portafolio de GoodWe, incluyendo los productos que serán lanzados durante el evento. Las soluciones de GoodWe son reconocidas por su calidad, confiabilidad y eficiencia, y están diseñadas para satisfacer las necesidades de proyectos residenciales, comerciales e industriales, así como plantas centralizadas y de gran escala.

Compruebe lo que GoodWe ofrecerá a los visitantes del evento:

Línea ES G2 3.5 – 6 kW | Híbrido Monofásico | 2 MPPTs

El inversor de almacenamiento de energía híbrido ES G2 Line de GoodWe está diseñado para aumentar el autoconsumo de energía solar mediante el control inteligente del flujo de energía y el cambio automático entre los modos conectado y desconectado de la red en menos de 10ms. Soporta cargas pesadas como aires acondicionados y permite la conexión en paralelo de hasta 3 inversores en la misma fase para aplicaciones monofásicas de mayor tamaño.

Las conexiones Plug & Play reducen el tiempo de instalación y la tecnología AFCI 3.0 integrada garantiza la protección contra incendios y arcos eléctricos. Compatible con varias marcas y modelos de baterías de 48 V, incluida la batería Lynx Home U de GoodWe, es ideal para los consumidores que buscan independencia energética.

Gama Lynx Home U 5,4 – 32,4 kWh | Batería de bajo voltaje

La gama Lynx Home U es una batería de litio de bajo voltaje diseñada para aplicaciones residenciales, que ofrece un soporte de descarga del 100% de la capacidad de la batería. Compatible con los inversores híbridos GoodWe, ofrece una solución integrada que facilita la instalación. Puede utilizarse para autoconsumo y respaldo, con una capacidad escalable de 5,4 a 32,4 kWh. La instalación y la puesta en marcha se simplifican gracias al cableado plug-and-play y al reconocimiento automático de los módulos. Es una solución eficaz para almacenar energía solar y utilizarla cuando sea necesario.

Gama ET 15-30K 15 – 30 kW | Híbrido trifásico | Hasta 3 MPPTs

El inversor de línea ET 15-30kW de GoodWe es ideal para grandes aplicaciones residenciales y pequeñas aplicaciones comerciales e industriales. Facilita el respaldo energético y la gestión de cargas, promoviendo una mayor autonomía y reduciendo costes. Con su función de reducción de picos, equilibra la demanda de la red, reduciendo el consumo de energía en horas de tarifas altas.

El contacto seco del inversor permite activar cargas externas, como bombas de calor, para optimizar el consumo. La gama es compatible con varias capacidades y marcas de baterías de alto voltaje, incluida la Lynx Home F G2 de GoodWe.

Gama Lynx F G2 6,4 – 230 kWh | Batería de alto voltaje

La gama de baterías de alto voltaje Lynx F G2 de GoodWe es ideal para soluciones de almacenamiento de energía con sistemas integrados. Con capacidades de 6,4 kWh a 28,8 kWh por batería, es posible ampliar hasta 230,4 kWh conectando hasta 8 torres de baterías en paralelo; algunos inversores incluso admiten la conexión de 2 bancos de baterías, alcanzando la impresionante cifra de 460 kWh de almacenamiento.

El Lynx F G2 es adecuado para optimizar el autoconsumo y los escenarios sin conexión a la red. La instalación y el mantenimiento se ven facilitados por el sistema modular de acoplamiento de baterías. Al utilizar celdas de litio fosfato de hierro [LiFePo4], ofrece la máxima seguridad y una larga vida útil.

Línea ET 40-50K [Lanzamiento] 40 – 50 kW | Híbrido trifásico | 4 MPPTs

La evolución de la línea ET tradicional de GoodWe cuenta ahora con potencias de 40 kW y 50 kW y un interruptor de transferencia externo de nivel SAI [cambio entre los modos de red y respaldo en menos de 10 ms].

El nuevo interruptor de transferencia [STS] abre una nueva gama de aplicaciones para los inversores híbridos: permite la conexión de generadores diésel y circuitos de respaldo en paralelo en hasta 4 unidades, lo que significa que es posible formar sistemas de respaldo para cargas prioritarias de hasta 200 kW y aplicaciones de microrredes junto con generadores.

La gama también incluye las soluciones más avanzadas de protección contra el agua IP66, protección contra sobretensiones [SPD], protección contra arcos eléctricos [AFCI 3.0] y conexión de baterías con polaridad inversa.

Gama ESA 50 kW/100 kWh | Todo en uno | Híbrido trifásico

La gama ESA es una solución híbrida todo en uno que integra inversores híbridos ET de 50 kW y baterías de alto voltaje Lynx C de 100 kWh en un único armario. Ofrece una mayor seguridad y un rendimiento fiable y está diseñada para aplicaciones comerciales e industriales [C&I] de interior y exterior, con un grado de protección IP65 y un sistema de extinción de incendios en el propio armario. Es una solución flexible de almacenamiento de energía que gestiona el autoconsumo y garantiza un suministro energético seguro. Además, reduce los picos de consumo de energía, recortando los costes energéticos.

Línea EO [Lanzamiento] 3.5 – 6 kW | Monofásico Off-Grid | 1 MPPT

La nueva línea EO trae al mercado el primer inversor 100% off-grid de GoodWe. El equipo, diseñado para aplicaciones aisladas de la red eléctrica, se lanza en versiones de 3,5 kW a 127 Vca y 6 kW a 220 Vca, y viene equipado con MPPT integrado y soporte de corriente de entrada del módulo FV de hasta 30A.

El inversor off-grid cuenta también con sistema de refrigeración inteligente y amplia compatibilidad con baterías de litio y plomo-ácido, garantizando flexibilidad de aplicación en los más diversos escenarios de Brasil y América del Sur.

Línea HPA [Lanzamiento] 7 kW Monofásico | 11 – 22 kW Trifásico

La segunda generación de cargadores de vehículos GoodWe integra nuevas tecnologías de control y optimización de la carga.

La gama HPA, con potencias de 7 kW monofásica y 11 kW y 22 kW trifásica, integra identificación por radiofrecuencia [RFID] para controlar el acceso a la estación de carga mediante tarjeta y un puerto RS-485 para la comunicación con los inversores GoodWe.

Las nuevas funciones permiten al usuario diseñar estrategias para priorizar y garantizar la carga de su vehículo eléctrico sólo con energía fotovoltaica y evitar el uso de la red.

Línea MIS [Lanzamiento] 1.6 – 2 kW | Monofásico | Microinversor

El microinversor de la gama MIS de GoodWe es ideal para entornos residenciales y pequeños comercios. Cada microinversor tiene 4 MPPTs individuales, permitiendo el seguimiento y optimización de cada módulo fotovoltaico. Equipado con WiFi y Bluetooth integrados, facilita la configuración y el mantenimiento, y permite la intercomunicación entre microinversores vía WiFi sin necesidad de un datalogger, ampliando la distancia de comunicación sin coste adicional. Ofrece monitorización en tiempo real del rendimiento de cada panel, ayudando a identificar problemas o ineficiencias. El MIS de GoodWe maximiza la producción de energía, reduce las pérdidas y aumenta la seguridad del sistema.

Línea XS G3 [Lanzamiento] 3.3 kW | Monofásico On-Grid | 1 MPPT

Los inversores de línea XS G3 de GoodWe están diseñados para ofrecer comodidad y eficiencia. Con un peso de sólo 4,6 kg y el tamaño de una hoja de papel A4, son fáciles de instalar y manejar.

Ofrecen una capacidad de sobrecarga de CC del 200% [6,6 kWp] y una eficiencia máxima del 97,6%, lo que garantiza un alto rendimiento y la generación de energía para los hogares. Además, incorporan protección avanzada contra arcos eléctricos [AFCI 3.0], clase de protección IP66 y funcionamiento silencioso por convección natural con niveles de ruido inferiores a 20 dB.

Admiten varias opciones de comunicación para su integración en sistemas solares domésticos inteligentes.

Línea MS G3 7-10 kW | Monofásico On-Grid | 3 MPPTs

Los inversores monofásicos GoodWe MS G3 de 7-10 kW son opciones potentes y versátiles para viviendas. Con 2 a 3 MPPTs, son ideales para tejados complejos, garantizando una alta eficiencia energética. La baja tensión de arranque de 50 V permite que los inversores funcionen a primera hora del día, aumentando la generación de energía.

Al soportar hasta 20 A CC por MPPT, son perfectos para módulos de alta potencia, reduciendo el coste nivelado de la energía [LCOE].

Admiten la función de recuperación PID para mejorar el rendimiento de los módulos. Incluyen dispositivos de seguridad como el interruptor de circuito por fallo de arco [AFCI 3.0] integrado y el dispositivo de protección contra sobretensiones [SPD] de tipo II, tanto en el lado de CC como en el de CA, que protegen contra incendios eléctricos y rayos en entornos extremos.

Línea SDT G3 [Lanzamiento] 8 – 40kW | Trifásico On-Grid | 2 – 3 MPPTs

La tercera generación de la línea SDT llega al mercado con mayor competitividad y nuevas tecnologías integradas. Los inversores ya incorporan de fábrica protección contra sobretensiones [SPD Tipo II] y protección contra incendios y arcos eléctricos [AFCI 3.0]. Los límites de corriente de entrada permiten la conexión de módulos fotovoltaicos de alta potencia con corrientes de hasta 21 A. La empresa ya se ha adelantado a la normativa y todas las potencias se lanzan con la certificación INMETRO 140/2022.

Línea SMT [Lanzamiento] 75 kW | Trifásica On-Grid | 6 MPPTs

El nuevo inversor SMT Line de 75 kW de GoodWe llega para aportar competitividad a las instalaciones en el límite de la microgeneración, aprovechando al máximo la energía generada por los módulos, con un amplio soporte de sobrecarga de CC y compatibilidad con módulos de hasta 21A. Su exclusivo diseño sin fusibles facilita el mantenimiento, ahorrando tiempo y dinero. Ofrece una excelente seguridad con protección integrada contra sobretensiones [SPD Tipo II] y protección contra incendios y arcos voltaicos [AFCI 3.0], así como resistencia IP66 para un funcionamiento fiable en condiciones extremas.

Línea GT [Lanzamiento] 100 – 125 kW | Trifásico On-Grid | 8 – 10 MPPTs

GoodWe también llevará al evento la nueva línea GT de inversores para aplicaciones comerciales e industriales. Con múltiples MPPTs y soportando módulos de corriente de hasta 21A, garantiza un alto rendimiento y eficiencia de conversión incluso en condiciones adversas. Los inversores están equipados con protección contra sobretensiones SPD de tipo II y protección contra incendios y arcos eléctricos AFCI 3.0 integrada de fábrica. La gama GT sigue la nueva tendencia de diseño de la marca, con líneas modernas y colores neutros en armonía con las aplicaciones comerciales e industriales.

Rapid Shutdown [Lanzamiento] RSD 2.0

Por primera vez en Brasil, GoodWe presenta su solución de parada rápida. La solución consiste en transmisores y receptores de señal PLC instalados en cada módulo fotovoltaico. Funcionan independientemente del inversor, garantizando la compatibilidad con inversores de string de cualquier potencia, incluso de otras marcas, y actúan automáticamente en caso de fallo o accidente, garantizando una tensión extrabaja en los circuitos de CC.

Contadores inteligentes

Monofásicos y trifásicos

GoodWe también presentará su gama de contadores inteligentes para sistemas monofásicos y trifásicos. Los productos propios de GoodWe son la elección perfecta para aplicaciones como la limitación de las exportaciones de energía a la red y la supervisión del flujo de energía dentro del sistema.

Línea HT 225/250 kW | Trifásico On-Grid | 6/12 MPPTs

La gama HT 1500V [225/250kW] de GoodWe está diseñada para grandes plantas fotovoltaicas centralizadas, ofreciendo una alta eficiencia sostenible. Con opciones para 6 y 12 MPPTs, compensación de potencia reactiva y compatibilidad con módulos bifaciales de 182mm y 210mm, garantiza la máxima generación de energía y retorno de la inversión. Dispone de monitorización a nivel de cadena para un diagnóstico preciso, una función de recuperación PID opcional y monitorización 24 horas. Los modelos GW225KN-HT y GW250KN-HT incluyen protección contra cortocircuitos y corriente inversa. Estas características aseguran el menor coste nivelado de la energía [LCOE] y una alta eficiencia incluso en condiciones difíciles, garantizando una larga vida útil.

Línea UT [Lanzamiento] 320/350 kW | Trifásico On-Grid | 12/15 MPPTs

La nueva línea UT 1500V de inversores string trifásicos de GoodWe aumenta la rentabilidad de las plantas fotovoltaicas. Ofrece opciones con 12 o 15 MPPTs, soporta corrientes DC de 15A o 20A por entrada, y es compatible con módulos bifaciales de 182mm y 210mm. Incluye funciones Anti PID y de recuperación de PID para mitigar la Degradación Potencial Inducida [PID] en los módulos fotovoltaicos. Diseñado para funcionar en entornos difíciles, puede soportar temperaturas extremas de -35°C a +60°C y una humedad elevada. El inversor UT 1500V garantiza una mayor fiabilidad, rendimiento y rentabilidad con un LCOE optimizado, lo que lo convierte en una solución de vanguardia para grandes proyectos fotovoltaicos centralizados.

SCU3000

El comunicador PLC inteligente de GoodWe es una solución para supervisar y controlar dispositivos en plantas fotovoltaicas. Con una comunicación flexible y un funcionamiento sencillo, es ideal para inversores inteligentes en proyectos fotovoltaicos a gran escala. Es compatible con la comunicación de red en anillo de fibra óptica, lo que garantiza una transmisión de datos precisa desde las subestaciones fotovoltaicas a largas distancias.

Estación de media tensión 3,5 – 9 MVA

La estación de media tensión GoodWe es una subestación transformadora compacta diseñada para soportar entornos difíciles, que ofrece una alta densidad de potencia de forma segura y eficiente. Compuesta por un panel de distribución de baja tensión, un transformador elevador y un panel de distribución de media tensión, es ideal para plantas solares a gran escala. La solución premontada y rentable se integra en un contenedor prefabricado de 6 metros, lo que facilita su transporte y rápida instalación. El diseño Plug-and-Play simplifica la conexión a la red y la arquitectura modular facilita el mantenimiento. Todos los componentes eléctricos se prueban de acuerdo con estrictas normas de seguridad, lo que garantiza una mayor protección para los operarios.

Gama Galaxy BMT-G4/088A | 335Wp

La gama Galaxy 335Wp es un módulo BIPV [Building Integrated Photovoltaic Solution] ligero de GoodWe diseñado para aplicaciones industriales y comerciales. Con un diseño ultraligero de sólo 5,6 kg/m² y una superficie sin marco, es ideal para tejados con poca capacidad de carga, garantizando una generación eficiente de energía. El vidrio ultrafino de 1,6 mm mejora la resistencia a los impactos de granizo y a los vientos fuertes, ofreciendo durabilidad y seguridad frente a las condiciones climáticas adversas. La línea Galaxy permite una instalación rápida y simplificada con diversos métodos, lo que se traduce en un importante ahorro de costes y tiempo de mano de obra.

Gama Polaris BMT-P2/144 | 550W

La gama bifacial Polaris 550Wp de GoodWe está diseñada para diferentes aplicaciones en cubiertas, como cocheras, tejados y pabellones, y es adaptable y versátil. Destaca por la tecnología que utiliza, que consigue la estanqueidad de la cubierta sin necesidad de elementos de sellado. El doble vidrio templado es resistente a fuertes vientos. El diseño modular y las dos opciones de fijación facilitan la instalación, ahorrando tiempo y evitando contratiempos. La estructura de drenaje integrada garantiza un techo protegido y sin filtraciones.

La participación en Intersolar South America 2024 reafirma la posición de GoodWe como líder innovador y socio fiable en el sector de la energía solar. La empresa está decidida a hacer una contribución significativa al desarrollo sostenible de América del Sur mediante la promoción de la adopción de energías renovables y la reducción de la huella de carbono.

Acerca de GoodWe

GoodWe es una empresa global dedicada a proporcionar soluciones energéticas limpias y sostenibles. Con una diversa cartera de productos que incluye inversores solares, soluciones de almacenamiento de energía y tecnologías BIPV, GoodWe tiene presencia en más de 100 países y una sólida reputación de innovación y excelencia.

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Continúan las repercusiones por el nuevo rumbo que tomará Petróleos Mexicanos (PEMEX) con la administración de gobierno que iniciará el próximo 1 de octubre. Tanto la presidente electa, la Dra Claudia Sheinbaum, como Víctor Rodríguez Padilla, quien fue anunciado como próximo director general de la estatal, señalaron que buscarán diversificar su oferta con alternativas más limpias. 

Algo de aquello ya había sido anticipado en el Plan de Sostenibilidad de PEMEX, presentado por la actual administración en el primer semestre del año, pero la novedad no sería tanto su apuesta por combustibles más sostenibles y la cogeneración, sino su apuesta audaz por una alianza con la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para impulsar proyectos de hidrógeno verde y aventurarse a desarrollar y ejecutar proyectos de eólica marina. 

Si bien, en el plano internacional diversas petroleras están convirtiéndose a empresas energéticas con variedad de tecnologías y modelos de negocios, Arturo Carranza, director de proyectos de energía en Akza Advisors, considera que la situación financiera de PEMEX no se presta para un cambio de “primera a tercera” en su proceso de transición.

«En un contexto donde PEMEX atraviesa una crisis financiera tan grande, centrarse en desarrollar tecnologías que aún no han sido instaladas en México podría distraer recursos y agravar los problemas financieros de la empresa», subrayó.

La cogeneración de energía, ya presente en el Plan de Sostenibilidad de la estatal, fue destacada por Carranza como un paso lógico dentro de este contexto. Sin embargo, enfatizó que la velocidad con la que se están proponiendo nuevas iniciativas, como la energía eólica marina, podría ser problemática.

«Es como pasar de primera a tercera en un automóvil. Si no tienes los recursos financieros y operativos necesarios, el auto podría perder potencia y detenerse. Es cierto que las grandes petroleras internacionales están diversificándose, pero la mayoría no enfrenta una crisis como la de PEMEX», explicó Carranza.

Y añadió: «Se necesita un enfoque gradual para transitar hacia un modelo de negocio más sustentable».

La relación con CFE: ¿competencia o alianza?

Uno de los aspectos más interesantes del Plan de Sostenibilidad de PEMEX es la posible colaboración con la CFE para desarrollar proyectos conjuntos, como la producción de hidrógeno verde. El director de proyectos de energía en Akza Advisors mencionó que esta alianza podría ser clave para acelerar el tránsito hacia un modelo de negocio más sostenible para PEMEX. Sin embargo, también advirtió que esta colaboración no está exenta de retos e interrogantes, especialmente en lo que respecta a la competencia entre ambas empresas estatales.

«La CFE está mucho más avanzada en términos financieros y operativos, lo que le permite incorporar energías limpias de manera más eficiente. PEMEX, por otro lado, no tiene esa capacidad y podría quedar rezagada», afirmó.

Siguiendo con el análisis de Carranza, la crisis financiera de PEMEX limitaría su capacidad para competir con CFE en el sector de generación eléctrica, un área donde esta última ya tiene una posición consolidada, por lo que el camino de aliarse sería el más oportuno para su proceso de transición.

PEMEX desarrollará proyectos renovables durante el sexenio de Claudia Sheinbaum

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La Jefatura de Gabinete de Ministros de Argentina, a cargo de Guillermo Francos, presentó ante la Cámara de Diputados el primer informe de la gestión de Javier Milei, quien asumió las riendas del país el pasado 10 de diciembre. 

El gobierno nacional hizo énfasis en la sanción y reglamentación de la Ley de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos, que dentro de sus artículos contempla la creación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

Tal es así que el Poder Ejecutivo espera inversiones estratégicas cercanas a los USD 18.000 millones en  nuevos proyectos en diversos rubros de la economía nacional, entre ellos la producción de baterías de litio y la generación fotovoltaica.

En este último aspecto, el reporte puntualiza que la Ganfeng, principal productor de litio de China y proveedor mundial para la producción de baterías, “evalúa” una inversión de aproximadamente USD 1000 millones en territorio argentino. 

“Tiene el proyecto Mariana en el Salar Llullaillaco y construye un parque solar con el que prevé el autoabastecimiento energético. En marzo, compró el 15% del proyecto Pastos Grandes, que empezará su construcción en 2025 y es propiedad de Lithium Argentina, filial de la canadiense Lithium Americas”, asegura el documento. 

“Además, son socias en otros proyectos como Caucharí – Olaroz, la mina más grande de litio del país, ubicada en Jujuy; y participan junto con Jujuy Energía y Minería Sociedad del Estado (Jemse)”, agrega. 

Y si bien no se mencionan más proyectos renovables productos del RIGI, cabe recordar que, meses atrás, el Banco Central de Argentina asumió USD 2000 millones de inversiones privadas en parques eólicos para la producción de hidrógeno verde hacia el año 2032, a pesar que aún no hay un marco normativo correspondiente. 

En aquel entonces, el vicepresidente del BCRA, Vladimir Werning, planteó que habrá otros USD 1200 millones vinculados a la transición energética y USD 4600 millones para dedicadas a la ampliación del sistema de transporte eléctrico tras la aprobación de la Ley de Bases.

Por otro lado, el documento elaborado por la Jefatura de Gabinete de Ministros también hizo foco en la importancia de mitigar posibles distorsiones y/o perturbaciones sobre el sistema eléctrico nacional, por lo que señala que, entre varias alternativas en análisis, se contemplarán los resultados de la convocatoria AlmaMDI, destinada a la presentación de manifestaciones de interés para incorporar, gestionar y financiar sistemas de almacenamiento de energía eléctrica. 

Es decir que está en los planes del Ejecutivo avanzar en un esquema de incorporación de sistemas de baterías, aunque la realidad es que desde el cierre dado en marzo hasta la fecha no se dieron a conocer públicamente los resultados de ese llamado que fue lanzado en los últimos meses de la gestión de Flavia Royon al frente de la Secretaría de Energía de la Nación (ver nota).

“En lo que respecta a la promoción de mayores niveles de competencia en el Mercado Eléctrico Mayorista, la implementación del “Régimen de Incentivo a Grandes Inversiones” (RIGI) posee todas las condiciones necesarias para contribuir al apalancamiento de inversiones destinadas al sector. Asimismo, el reordenamiento del sector eléctrico contribuye al restablecimiento de señales de precios claras junto a la recomposición de esquemas de tarifas acordes a las necesidades de inversión que caracterizan a un sector como el de la energía eléctrica”, añade el archivo.

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La industria solar continúa trabajando para producir más con menos. Para lograrlo, JA Solar ha venido desarrollando una serie de innovaciones en la tecnología fotovoltaica que no sólo garantizan un alto rendimiento de generación de energía, sino también una alta confiabilidad al superar variedad de desafíos medioambientales y técnicos.

Durante un webinar organizado por Energía Estratégica, Guillermo Rubiano, especialista de soporte técnico para Latinoamérica de JA Solar, explicó que uno de los principales problemas que se enfrentan es la exposición de los módulos a condiciones adversas, como escenarios donde el polvo se vuelve un reto cuando provocan reducción del rendimiento por sombreado, riesgo de punto caliente, excesos en el costo de limpieza, entre otros.

Como respuesta a aquello, JA Solar ha presentado un módulo monofacial anti-dust, diseñado para minimizar la acumulación de polvo y evitar la degradación energética causada por puntos calientes y facilitar su mantenimiento.

«Vale la pena resaltar que tenemos control total de las patentes relacionadas con este desarrollo», indicó Rubiano. 

Y explicó: «Hemos mejorado el encapsulado de las celdas, incluyendo dos nuevas películas de protección (EVA y POE) que incrementan la resistencia a la corrosión».

Respecto a mejoras técnicas en los módulos, si bien JA Solar tiene diversas tecnologías en estudio, durante el webinar se ha abordado la optimización de los monofaciales de tecnología tipo-n, permitiendo un rendimiento superior en condiciones de baja irradiancia.

Por su parte, Victoria Sandoval, gerente de ventas para Latinoamérica de JA Solar, aportó una visión estratégica sobre la posición de la compañía en el mercado global, destacando una trayectoria de más de 25 años en el mercado, 201 GW de envíos acumulados para lograr un 14% de Market Share Global (2023 S&P Global)

Aunque este año la industria en general está atravesando un periodo turbulento porque la capacidad de fabricación de todas las empresas juntas excede el requerimiento actual del mercado, generando mucha más ofertas que demanda, Sandoval subrayó que JA Solar ha conseguido sortear esta situación gracias a su enfoque en la eficiencia operativa, estrategia comercial e innovación tecnológica; lo que a su vez, le ha permitido mantener estabilidad financiera y su permanencia como empresa Tier One, reafirmando su posición como líder del sector.

«La mayor parte de los fabricantes están vendiendo a pérdida para mantener su cuota de mercado, lo que ha afectado la salud financiera de muchas empresas (…) JA Solar no solo está a flote, estamos bien para el impacto que ha recibido el mercado», afirmó.

En cuanto a las tendencias del sector, la gerente de ventas para Latinoamérica de JA Solar mencionó el importante crecimiento de la generación distribuida, impulsado por la reducción del costo de las baterías y la creciente demanda de soluciones energéticas más autónomas. Y, aunque observó que en mercados como México las políticas gubernamentales continúan limitando la expansión de proyectos, la generación distribuida seguiría en ascenso, y JA Solar ha podido capitalizar esta oportunidad con una cuota de mercado del 25% en ese país.

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