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La Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN) de Chile insiste en la actualización de la normativa eléctrica en materia de distribución y la baja del nivel por el cual las empresas pueden ser clientes libres.

Tras un 2022 complejo en cuanto a precios y costos marginales, desde la entidad confían en que finalmente este año puedan iniciarse los diálogos para modificar la Ley General de Servicios Eléctricos en lo que respecta al tratamiento de la distribución eléctrica.

“Esperamos que se incorpore la figura del comercializador, ya que hoy en día actúa como una figura de hecho que de derecho en Chile. Es necesario, con sus deberes y derechos y que sea distinto a la figura del generador. Y con ello se agrega competencia dentro del sector”, sostuvo Eduardo Andrade, secretario ejecutivo de ACEN. 

“Por lo que sería importante empezar a conversar sobre este tema este año. Mientras antes se empiece, la discusión es óptima”, agregó en conversación con Energía Estratégica. 

Asimismo, desde la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía también trabajan en reducir el límite de potencia por el cual las empresas pueden ser clientes libres, ya que si se disminuye de 500 kW a 400 kW el nivel, “entre 30.000 y 40.000 compañías podrían participar de este mercado», sin la necesidad de que exista una modificación legal. 

“Si lo logramos, no sólo implicaría un impacto en los precios sino también en la calidad de servicio técnico comercial. Dado que actualmente todas las empresas están entregadas a una sola de la distribución local, por lo que se abriría ese universo a más competencia en la cual cada cierta cantidad de años se deban renovar los contratos”, complementó. 

¿Por qué? El especialista puso la mirada en que si los contratos debieran renovarse cada cierto período de tiempo, los organismos se ocuparían aún más del servicio prestado y de la fidelización de los clientes finales, como también de otros productos vinculados a la eficiencia energética y el almacenamiento, “lo que sería uno de los grandes motores de los comercializadores”. 

Y cabe recordar que hace poco más de un mes, desde la asociación tuvieron una reunión con Diego Pardow, ministro de Energía de Chile, para tratar temas que aquejan al sector y, entre ello, abordaron tales cuestiones e incluso quedaron “satisfechos” con el interés mostrado por el funcionario y la voluntad expresada en cuanto a estudiar la propuesta. 

La propuesta de ACEN es que el Ministerio de Energía impulse en forma paulatina la reducción del requisito de potencia conectada indicado en el artículo 147 letra d) de la Ley General de Servicios Eléctricos, conforme a la facultad y mecanismos allí establecidos.

Aunque Eduardo Andrade habló en nombre de la entidad y reconoció que “cualquier modificación de la ley será una incursión larga, especialmente en la distribución, al igual que su puesta en vigencia, para que todos puedan beneficiarse de dicho esquema”. 

En el marco de una emergencia climática global, América Latina se presenta como un destino clave para inversiones en energías renovables.

Si bien México tiene una potencialidad enorme para este nicho por su ubicación geográfica, sus recursos naturales y asociaciones comerciales, el sector privado advierte que la gestión de Andrés Manuel López Obrador (AMLO) lejos de alentar la transición energética, pone trabas para el otorgamiento de permisos y autorizaciones por lo que inversionistas están optando por migrar hacia otros países donde la burocracia es menor, y existe un clima más amigable a las energías renovables.

En diálogo con Energía Estratégica, Gerardo Prado Hernández, Socio de Sánchez-Devanny Eseverri, firma de abogados que se especializa en asesoría legal en materia energética destaca: “Hay un riesgo en el crecimiento de las energías renovables por los retrasos en el otorgamiento de permisos y autorizaciones para proyectos existentes y nuevos, por parte de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) y otros reguladores” .

“Antes de la entrada de este gobierno el período de espera era de entre dos a cinco meses para obtener permisos y autorizaciones. En la actualidad tenemos clientes que han estado esperándolas por años. Lo mismo sucede en el caso de modificaciones a los términos y condiciones de los permisos”, agrega.

Existen clientes que tienen listos parques fotovoltáicos para iniciar operaciones y que no se les dieron las autorizaciones para iniciar las pruebas.

Según el especialista, eso lanza a los potenciales inversionistas el mensaje de que probablemente en México sus proyectos no puedan ser surtidos de energías limpias y eligen radicarse en otros países.

En este sentido, argumenta: “Si el país pretende que para el 2030, tengamos el 80% de consumo de energías limpias, México tiene que ser generador de políticas que permitan cumplir con esa meta. Como no sucede, muchos eligen migrar hacia otros países como Costa Rica”.

Prado Hernández, afirma que es frecuente la llegada de empresas solventes, con altas tecnologías y unidades de negocios sólidas en materia de energías renovables. Sin embargo, por falta de autorizaciones se desalienta la inversión.

“Hemos sentido una baja importante en la inversión en el sector de renovables en particular y también en el sector de petróleo y gas. En algunos casos, iniciamos acciones legales ante los tribunales para forzar a las respuestas, pero se siguen demorando”, enfatiza.

 Existe un riesgo inminente de iniciar un panel arbitral por violaciones del T-MEC. 

Según el especialista, si la situación no se revierte, es probable que los gobiernos de Estados Unidos y Canadá, o ambos, detonen un procedimiento arbitral en contra de México por las violaciones del T-MEC, en materia energética.

“Si bien ha habido esfuerzos muy tenues del gobierno mexicano, para demostrarle a los socios comerciales que iba a acelerar los procesos administrativos de aprobación de permisos y autorizaciones por parte de los reguladores, no creo que sean suficientes para zanjar estas tensiones que se vienen acumulando y es probable que se inicie el procedimiento del panel arbitral”, alerta.

En este sentido, Prado Hernández, explica los riesgos económicos que puede traerle a México llegar a esa instancia.

“Eso puede traer como consecuencia que muchos empresarios que invirtieron bajo los esquemas del T-MEC, inicien procedimientos individuales para reclamar sus deudos. Sobre todo aquellos que invirtieron, finalizaron sus instalaciones y las tienen paradas porque no les han dado un permiso y tienen a sus acreedores encima porque no pueden generar y vender energía”, describe.

De hecho, asegura que la invitación al gobierno americano para participar en el Plan Sonora, una serie de megaproyectos de energías renovables en Puerto Peñasco, son un intento de México por demostrar que está trabajando con sus mejores esfuerzos en la matriz energética.

“Sin embargo, a pesar del discurso del gobierno federal, se está haciendo algo distinto. Si queremos realmente salir adelante, necesitamos alinear lo que se dice con lo que se hace”, asevera. 

Para el letrado, el Estado tiene que invertir en los reguladores, contratar personal adicional bien capacitado para resolver los asuntos y establecer períodos cortos que den previsibilidad a los inversionistas. Debe dar un mensaje acompañado de acciones concretas para demostrar a sus socios comerciales que México sí cumple con el marco normativo y apoya a las energías renovables.

“No pueden seguir con esta situación de que a un proyecto le dicen que sí y al otro que no. porque todos son inversionistas. La energía es un commodity muy demandado por todas las industrias”, destaca.

La luz al final del túnel: que proyectos se vienen

No obstante, el especialista es optimista y cree que más allá de la falta de seguridad jurídica en la aprobación de proyectos renovables, México tendrá una inminente transición energética en gran parte de sus industrias.

En efecto, vislumbra un fuerte crecimiento en la producción de hidrógeno verde y en la instalación de estaciones de recarga de vehículos eléctricos a nivel nacional.

“Van a instalar fuentes de recarga en las principales ciudades del país. El sector viene creciendo paulatinamente. Vemos un incremento en el uso de los autos eléctricos en el país y de la infraestructura relacionada”, asegura.

También, señala que aumentará la instalación de paneles solares en hogares y pymes y el uso de baterías para almacenamiento generalizado.

En este aspecto, apunta que habrá mucha más presión a nivel federal en el futuro para que flexibilicen la regulación de la generación en sitio de energía eléctrica y también para que den mayores incentivos fiscales y otros a la industria para la migración a renovables.

“De momento, los beneficios fiscales en México para la energía eléctrica son bastante relativos. No hay un subsidio importante de los gobiernos, pero va a empezar a darse”, augura.

La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) reabrió a consulta pública la propuesta de Disposiciones Técnicas Transitorias para paliar el Déficit de Generación pronosticado para el año 2023.

Tras recibir más de 30 comentarios de partes interesadas en los dos últimos días fijados en el plazo inicial, la CREE resolvió ampliar la participación hasta el próximo miércoles 22 de febrero del 2023 a las 12:00 horas.

Hasta el momento son 7 actores del sector público y privado los que ya realizaron observaciones sobre las Disposiciones Técnicas Transitorias. Entre ellos, destacamos a la empresa estatal ENEE, a la comercializadora regional Merelec, a la generadora renovable GERSA y a la asociación AHPEE. 

Lo sorpresivo es que, a diferencia de consultas precedentes, en esta oportunidad se realizaron comentarios sobre cada uno de los 15 artículos que componen la propuesta.

Tanto la regulación del servicio complementario de Demanda Interrumpible como la realización de licitaciones públicas simplificadas de corto plazo en el Mercado Eléctrico Regional, ambas motivo de estas disposiciones, habrían generado opiniones encontradas.

Por un lado, la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) habría centrado sus comentarios en mejorar el alcance de la Demanda Interrumpible y solo habría hecho una observación vinculada al procedimiento para efectuar licitaciones y compras de capacidad firme y energía en el MER.

Por otra parte, la Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE) habría realizado observaciones sobre el tipo de habilitación transitoria a las empresas distribuidoras para comprar capacidad y/o energía, así como la aplicación del procedimiento simplificado.

Y finalmente, la empresa de comercialización regional de energía eléctrica MERELEC se enfocó en el procedimiento simplificado de compras de capacidad firme y energía de corto plazo en el MER.

Licitaciones simplificadas de corto plazo 

La propuesta que está sometida a comentarios habilitaría a que en menos de dos meses las empresas distribuidoras puedan resolver el lanzamiento de nuevas licitaciones en el MER.

Entraría en juego tanto potencia como energía y las distribuidoras deberán definir por períodos de mínimo una hora hasta 120 días calendario cuáles son los productos a contratar.

Y de darse a lugar estas disposiciones transitorias, el precio del contrato a adjudicar en el proceso de licitación no podrá ser mayor que el costo monómico promedio registrado en el Mercado Eléctrico de Oportunidad.

Viridi, la compañía alemana especializada en la estructuración de proyectos de transición energética, anunció que tiene listos para ser desarrollados en el país un total de 8 proyectos para la generación de energías renovables no convencionales, gracias a los cuales sería posible abastecer de electricidad a cerca de 500 mil personas. Adicionalmente planean iniciar la producción de hidrógeno verde a partir de fuentes renovables como el viento y el sol.

Los proyectos, ubicados en zonas estratégicas cercanas a Bogotá, el Caribe y el Magdalena Medio, ya cuentan con licencias y permisos necesarios para su construcción, incluyendo ambientales, económicos o sociales alcanzados con las comunidades de las áreas de influencia. Igualmente, la compañía ya ha realizado todos los estudios que garantizan la viabilidad técnica y financiera de las iniciativas.

De acuerdo con Juan Poveda, Director de Viridi para Latinoamerica, “si el país busca acelerar su camino hacia la transición energética justa es necesario que existan más proyectos de generación de energía solar o eólica listos para ser ejecutados a partir de una estructuración responsable, sostenible y confiable. Viridi ya ha aplicado su experiencia internacional en el país para viabilizar más de 20 proyectos en el país, incluidos algunos de hidrógeno verde. Ocho de ellos están listos para ser ejecutados por inversionistas. Asimismo, existen 14 iniciativas más que están en una primera fase de desarrollo, las cuales buscan superar su etapa de prefactibilidad terminando el año 2023. También estamos ampliando alianzas con empresas locales, colombianas, que quieren fortalecer sus emprendimientos en energías de fuentes no convencionales logrando acuerdos por más de 400 MW ”.

La ejecución de estos proyectos supondría una inversión de más de US$ 220  millones, gracias a los cuales sería posible generar 1.000 empleos directos y 3.400 indirectos, la mayoría de ellos, en las áreas de influencia de las iniciativas.

Cabe resaltar que Viridi, cuya presencia en Colombia data de 2018, y su presencia se extiende a lo largo de más de 5 países en la región,  es la compañía encargada de adelantar en fase avanzada uno de los proyectos más importantes de Europa en materia de hidrogeno verde, donde la innovación en transporte y logística ha sido necesaria para generar las condiciones ideales para su comercialización. Según Poveda, esa experiencia es clave para que en Colombia se genere un ecosistema de emprendimientos en el sector y produzca la inercia necesaria del desarrollo de proyectos como los que ya están a disposición.

“Hace poco Colombia estableció la hoja de ruta que fijó las reglas claras para la producción de hidrógeno verde, este es otro de los impulsos que ha potenciado el crecimiento exponencial del país en la participación de nuevas tecnologías de generación de energía. Gracias a ello, y de seguir en esta inercia de sostenibilidad, transición y emprendimiento, en 5 años el país podría ser el líder de la región en materia de transformación energética”, concluyó Poveda.

YPF Luz y Pampetrol firmaron un convenio para trabajar conjuntamente para el desarrollo de proyectos de generación solar por una capacidad instalada potencial de hasta 80MW.  La firma se realizó con la presencia del gobernador, Sergio Ziliotto y el presidente de YPF, Pablo González, entre otras autoridades.

El gobernador Sergio Ziliotto expresó que el acuerdo “es un paso más en el proceso de reconversión iniciado por La Pampa hacia las energías renovables” y subrayó que el objetivo “sigue siendo avanzar hacia la soberanía energética de la provincia y transformarnos de consumidores o proveedores de este recurso”.

El presidente de YPF, Pablo González, sostuvo que “este acuerdo demuestra el compromiso de YPF y de YPF Luz por avanzar en la transición energética a través de la generación de energía renovable, en forma colaborativa y federal”.

✔️ Los proyectos

Los proyectos en evaluación en Realicó y General Pico tendrán una capacidad instalada aproximada de hasta 40MW cada uno, pudiendo alcanzar una producción anual de energía de hasta 185GWh por año, con un ahorro de emisiones de CO2 de hasta 100.000 toneladas de CO2 por año.

La inversión en la construcción de cada proyecto se estima entre 20 y 30 millones de USD, dependiendo de la capacidad instalada que se defina.

Cabe recordar que, la semana pasada, YPF Luz también anunció el resultado de colocación de las Obligaciones Negociables Adicionales Clase XI y las Obligaciones Negociables Clase XIII por un monto total de US$150.000.000 entre ambas. Y dicho financiamiento será destinado, entre otros usos, a la construcción de General Levalle, el cuarto parque eólico de YPF Luz, que tendrá una capacidad instalada de 155MW. El parque estará ubicado en la localidad de General Levalle, 380 km al sur de la ciudad de Córdoba, y contará con 25 aerogeneradores instalados de 6,2 MW cada uno en una superficie total de 4.360 hectáreas.

Con una inversión estimada de más de 260 millones de dólares, la construcción tendrá una duración aproximada de 20 meses, creando empleo para más de 300 personas durante la construcción. El parque contará con un factor de capacidad de más del 50% y evitará la emisión de más de 350.000 toneladas de dióxido de carbono equivalente por año.

La Subsecretaría de Energía de la provincia de Buenos Aires, dependiente del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos, inició la instalación de dos nuevos parques solares en las localidades de Polvaredas y Del Carril, en el partido de Saladillo con una inversión de más de 2.5 millones de dólares.

Las nuevas instalaciones se integrarán a los 26 parques solares que la provincia posee en territorio bonaerense. Cabe destacar que las nuevas estructuras permitirán almacenar energía solar en baterías de litio, lo que optimiza el aprovechamiento de la energía generada y mejora la potencia firme, aumentando la confiabilidad del sistema.

En el caso del parque solar en Del Carril se instalarán 910 paneles solares de 550Wp cada uno, y un banco de baterías de litio de 1290 kWh, con una inversión total es de U$S 1.875.000. Por su parte, las obras energéticas en Polvaredas contarán con un total de 455 paneles de 550Wp y un banco de baterías de 774 kWh. El monto invertido por el Estado Provincial es de U$S 956.777,81

A partir de la puesta en marcha de estos dos nuevos parques, se estima que más del 60 % de la demanda eléctrica va a ser atendida con energía limpia.

Estas obras, que cambiarán la matriz energética del partido de Saladillo, aumentarán y mejorarán la calidad del servicio para los vecinos y vecinas de la zona, creando las condiciones para la instalación de nuevos emprendimientos productivos.

La proyección y ejecución de este plan se realiza en conjunto entre la Subsecretaría de Energía de Buenos Aires, el Foro Regional Eléctrico (FREBA) y el Programa de Incentivos a la Generación Eléctrica Distribuida (PROINGED) de la Provincia de Buenos Aires. Asimismo, del proyecto participa la Cooperativa Eléctrica de Saladillo, quienes oficiarán de responsables del mantenimiento y de la operación de los parques.

Andrés Astacio, superintendente de electricidad de la República Dominicana, aseguró que desde el sector público siguen apostando a la masificación de energías renovables.

Al respecto, el superintendente Astacio develó durante una entrevista con Gastón Fenés, director de Energía Estratégica, que ya están preparando el mercado para hacer un llamado a licitación para estas alternativas de generación sostenibles.

“Se están dando los últimos toques para el pase a los procesos competitivos para la contratación de energías renovables”, declaró en exclusiva para este medio.

Como ya han avanzando en las adaptaciones reglamentarias y legales para viabilizar estos procesos competitivos, solo estarían a la espera de que el ejecutivo defina una fecha para su lanzamiento oficial. Por lo pronto, ya se evalúan contratos de 10 a 15 años referenciados en dólares aunque la moneda de pago sea en pesos dominicanos, el establecimiento de garantías de fiel cumplimiento (como ocurre en las licitaciones de gas natural) y se está realizando el estudio de penetración de energías renovables por regiones del país para que exista una guía objetiva a partir de la cuál definan qué tecnología tendrá prioridad en determinadas zonas.

Como se avecina el nuevo proceso de licitación, Astacio indicó que en coordinación con otros organismos de gobierno ya estarían acelerando el cierre de aquellas contrataciones bajo el antiguo régimen que aún estaban pendientes de confirmación para su concesión definitiva.

“Por una cuestión de garantías jurídicas y de continuidad de derechos adquiridos había que darles cierre antes de pasar al nuevo régimen de contratación”, aseguró.

A través de ellas el gobierno podrá acercarse al cumplimiento de su meta para alcanzar el 25% de cobertura de la demanda eléctrica con renovables al 2025.

Ahora bien, el nuevo mecanismo contemplaría la quita de incentivos a estas tecnologías por lo que se abrirían nuevos retos para garantizar su competitividad.

“Se está planteando un modelo de primas que tuvo su razón de ser cuando las tecnologías no eran competitivas y ya abrirnos a un modelo de mayor competencia en el que haya una formulación de precios y de contratos a través de las mejores ofertas”, argumentó.

La Secretaría de Energía de la Nación continúa abierta a modificar la normativa actual de la generación distribuida, con tal de darle un mayor avance en todo el país y cumplir con los objetivos previstos tanto en la Ley N° 27424 como en la N° 27191 y los diferentes planes de mitigación del cambio climático. 

Tras la reunión del Consejo Federal de Energía, donde el gobierno reconoció que “la generación distribuida no se ha desarrollado en el país como hubiese gustado a todos” y escuchó iniciativas para su fomento, el subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Santiago Yanotti, vaticinó que se analizan alternativas a implementar en el futuro. 

“La Sec. de Energía convocó la comisión de marco regulatorio del Consejo Federal de Energía para discutir modificaciones de la normativa de GD que permita un mayor desarrollo, porque la realidad es que de lo previsto en la ley, no se logra cumplir y muchas provincias informan que la norma impide el avance, según las regulaciones propias, ya que se inyecta sobre redes de distribución, que son jurisdicciones provinciales”, sostuvo en conversación con Energía Estratégica. 

Por ejemplo, una de esas modificaciones está vinculada con la generación distribuida comunitaria / colectiva, que ya es una realidad en Córdoba, Mendoza y Santa Fe y también se analiza en la provincia de Buenos Aires; o que el lugar de inyección no sea el mismo que el punto de consumo, ya sea porque el recurso es mejor en otro lugar o porque un usuario no cuente con suficiente espacio para instalar sistemas renovables. 

“Hay cuestiones que son resoluciones de la Secretaría de Energía, otras modificaciones que necesitan gestionar un decreto del presidente de la Nación e, incluso, estamos analizando proponer una modificación de la Ley N° 27424 en el Congreso de la Nación”, afirmó Yanotti. 

“De hecho tenemos borradores hechos, pero no se darán a conocer hasta no recibir el aporte de las provincias para enriquecer los proyectos”, agregó. 

Es decir que se mantiene firme la idea que el funcionario manifestó meses atrás tras un evento de la Cámara de Comercio de Estados Unidos en Argentina, en donde planteó que propondría una regulación más amplia para la generación distribuida en Argentina. 

Y cabe recordar que el gobierno ya recibió una propuesta para replicar el modelo de Pequeños Medios de Generación Distribuido de Chile (PMGD – límite de hasta 9 MW de potencia), o la normativa de generación distribuida de Brasil (hasta 5 MW) para seguir impulsando las renovables en el país.

Por otro lado, el subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación le confirmó a este portal de noticias que se trabaja en material regulatorio sobre el almacenamiento de energía y su relación con la electromovilidad. 

“Entendemos que urge avanzar con un análisis minucioso y profundo de la regulación del almacenamiento, sobre todo en la electromovilidad, que el impacto es importante y contribuirá a necesitar mejor inversión o darle mayor confiabilidad en el sistema. Aunque para ello se aguardará algunas semanas más, dado que se pretende escuchar a los actores del sector y enriquecer las iniciativas”, concluyó. 

El Departamento de Desarrollo Económico y Comercio de Puerto Rico (DDECPR) comunicó a Energía Estratégica que este año recibirán importantes paquetes de fondos dirigidos a generar un impacto positivo en territorio.

Sin ir demasiado lejos, la semana pasada el Departamento del Tesoro de los Estados Unidos anunció que Puerto Rico recibirá hasta $109 millones para promover el crecimiento y el espíritu empresarial de las pequeñas empresas a través del rescate estadounidense del presidente Biden. Pero aquello no sería todo. 

Carlos Tejera, director del Programa de Política Energética del DDECPR, quien se encontraba reunido en Washington DC con otros directores de Energía de Estados y Territorios cuando se realizaron esos anuncios, señaló a este medio que están realizando acciones coordinadas con la administración federal para promover una economía sostenible con gran participación de energías renovables.

“Realizamos reuniones informativas pero también para alinear esfuerzos para el uso de los fondos de la Bipartisan Infrastructure Law (BIL) y de la Inflation Reduction Act (IRA)”, reveló Tejera.  

En ambos de estos casos Puerto Rico ha recibido a través de la oficina de Energía, paquetes que se destinarán a distintas situaciones y segmentos del mercado.

Por un lado, con la intención de generar un impacto a las comunidades de bajos y medianos recursos económicos, impulsarán el Programa de Climatización a partir de USD 38 millones a 5 mil hogares adicionales por el periodo de los próximos cuatro años.

“Estamos próximos a lanzar este Programa a la competencia para que sea seleccionada la entidad que pueda ayudarnos a implementarlo en estos cuatro años”, adelantó en referencia a una próxima convocatoria pública que abrirán desde el DDECPR. 

Otra de las novedades es que a través del Inflation Reduction Act (IRA) llegarán dos paquetes de fondos de USD 42 millones cada uno para eficiencia energética en hogares de bajos y medianos recursos económicos y recambio de electrodomésticos, en el marco del State Energy Program en Puerto Rico.

“Cuando se publique la guía en junio o julio esperamos tener una idea más clara de cuándo estarán disponibles esos fondos este año. De igual modo, estaremos trabajando para poder hacer el proceso de competencia a nivel de procurement de las compañías o instituciones sin fines de lucro que nos estarían ayudando a implementar los programas”.

Y finalmente, haciéndose eco del anuncio del Departamento de Energía (DOE) en el cual se aseguraba la asignación de un billón de dólares para energía solar destacó la importancia de su rápida implementación en Puerto Rico.

“Este es otro de los programas en los que quizás estemos participando. Aún no lo sabemos porque aún no se ha definido cómo se distribuirá este fondo pero de seguro desde nuestra oficina colaboraremos con otras entidades gubernamentales para asegurar que los fondos lleguen a las personas, pueda adelantarse la meta del 100% energías renovables y logremos un sistema resiliente en estas islas donde tenemos tantos retos de disponibilidad de energía en momentos críticos como amenazas de huracanes y terremotos”, añadió Carlos Tejera, director del Programa de Política Energética del Departamento de Desarrollo Económico y Comercio de Puerto Rico.

Exclusiva: Puerto Rico prepara una segunda convocatoria del programa Apoyo Energético 

En México, cada vez son más demandadas las aplicaciones fotovoltaicas que le permiten al usuario una mayor autonomía a la hora de satisfacer sus necesidades energéticas.

Con el objetivo de sentar las bases para una transición energética en la región, SMA ofrece soluciones inteligentes para la instalación de energía solar en hogares y para aplicaciones comerciales, industriales y a gran escala.

En una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, Iván Michel, director de ventas de la corporación, vislumbra un fuerte crecimiento en el corto plazo: “Para este año, esperamos un incremento de la demanda nuevamente de entre un 10 y un 15% a nivel local”.

A través de esa declaración, el ejecutivo comenta que durante el 2022 SMA experimentó un crecimiento de esa magnitud, impulsado por la demanda de generación distribuida a nivel industrial y comercial (C&I). Este año esperan un aumento similar.

No obstante, a ello, Michel advierte que la temporada pasada se vio influida por factores internacionales que intervinieron dentro de la demanda y la oferta de México, como la guerra de Ucrania con Rusia y las estrategias comerciales entre China y Estados Unidos.

Por ello, según el directivo, durante el pasado año las cadenas de suministro sufrieron graves afectaciones, sobre todo, por la falta de microchips y otros componentes electrónicos que limitaron la producción de muchas plantas. 

“A pesar de que la demanda de producto fue bastante buena, no pudimos cumplir con muchos compromisos a nivel producción. Los clientes tuvieron que inclinarse por la opción que en ese momento tenía stock en el país y dejar de lado sus preferencias”, comenta.

¿En el 2023 podría continuar esta tendencia? Para Michel es probable que sí, aunque considera que tampoco se transformará en una limitante para que pueda desarrollarse el mercado.

Proyectos a gran escala

Actualmente, el especialista en ventas aclara que sigue esperando esa reactivación a nivel Utility que podría ser, “la cereza del pastel”.

“Si México logra nuevamente reactivar el segmento del Utility Scale en su mercado, se convertiría nuevamente en uno de los mercados más prodigiosos no solamente en Latinoamérica, sino en todo el continente”, enfatizó.

A nivel Utility Scale, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) busca que los nuevos proyectos de generación de gran escala en México incluyan baterías, sobre todo, para la función de respaldo de la red.

“Como los proyectos de gran escala están un tanto pausados hoy día en México, todavía no vemos esa tendencia hecha realidad, pero sabemos que a la mayor parte de nuevas iniciativas se les solicita un 10% de su capacidad instalada en storage”, alerta Michel al respecto.

“Definitivamente los sistemas con respaldo de batería se están volviendo una tendencia a nivel global. Pero en el caso de México es todavía un tanto prematura, debido principalmente a la aún baja penetración de estas tecnologías a la red,  los costos de la energía por los subsidios, y la falta de una regulación clara en materia de almacenamiento con baterías, que limitan el ánimo de los clientes por invertir más en estas soluciones”, agregó.

La gran apuesta energética de SMA al futuro energético

México se ha consolidado como un país con una gran industria automovilística y de acuerdo al testimonio de Iván Michel, ha ganado la batalla en toda Latinoamérica.

Las intenciones de las nuevas plantas de fabricación de automóviles buscan sumar cada día más coches eléctricos en su línea de producción.

La visión de SMA sobre el futuro energético mundial consiste en lograr integrar las diferentes tecnologías que conviven en un sistema eléctrico para convertirse en un administrador de un sistema integral de gestión de la energía, que comunique sistemas que generalmente trabajan de forma independiente.

En este sentido, Michel explicó cómo sería la dinámica de su gran apuesta: “Hoy el coche eléctrico y los sistemas fotovoltaicos actúan de manera independiente. La propuesta de valor hacia el futuro consiste en hacer interactiva la convivencia entre tecnologías de manera que el usuario pueda optar por cargar su vehículo 100% con energía verde producida por sus paneles solares.

Con su EV Charger para aplicaciones residenciales y comerciales que ya está disponible en el mercado, SMA está logrando esa integración entre equipos. “Con este sistema el usuario puede elegir cargar el coche 100% con la energía de sus paneles o de manera híbrida con apoyo de la red”, concluyó.

La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil lanzó la convocatoria para la primera subasta de transmisión del año del país, prevista para el viernes 30 de junio del corriente año en la ciudad de Sao Paulo. 

Tras casi dos meses de consulta pública y 237 aportes del sector energético, la entidad abrió el proceso licitatorio que contempla la construcción y mantenimiento de 6184 kilómetros de nuevas líneas de transmisión y 400 MVA en capacidad de transformación de subestaciones. 

Ampliación del sistema de transporte que servirá tanto para atender la expectativa de contratación de grandes cantidades de energía provenientes de proyectos renovables, como también para disponer de los excedentes fotovoltaicos y bioenergéticos en ciertas regiones y brindar una mayor confiabilidad en el servicio en las regiones metropolitanas.

Las obras se dividirán a lo largo de nueve lotes entre los estados de Bahía, Espírito Santo, Minas Gerais, Pernambuco, Río de Janeiro, São Paulo y Sergipe. 

Mientras que los contratos adjudicados tendrán una vigencia de 30 años, pero los 33 proyectos de infraestructura eléctrica se reparten en plazos máximos de ejecución de 36, 60 y 66 meses, dependiendo del tipo de obra y de la entidad federativa donde se ubiquen. 

Además, desde ANEEL estiman que las inversiones alcanzarán los 15800 millones de reales y generarán cerca de 29500 nuevos puestos de trabajo directos e indirectos. Hecho que, de concretarse, superaría cualquier récord de inversión jamás logrado por una subasta de transmisión promovida por la entidad.

Así se reparten los lotes de la subasta de transmisión N° 1/2023: 

Lote 1 (Bahía y Minas Gerais) 

LT 500 kV Juazeiro III – Campo Formoso II C1, CS – 101 km.
LT 500 kV Campo Formoso II – Barra II C1, CS – 312 km.
LT 500 kV Buritirama – Barra II C1, CS – 107 km.
LT 500 kV Barra II – Correntina C1, CS – 285 km.
LT 500 kV Correntina – Arinos 2 C1, CS – 309 km.
Tramos de LT 500 kV entre SE Correntina y el tramo de LT 500 kV Bom Jesus da Lapa – Rio das Éguas C1, CS – 1 km cada uno.
SE 500 kV Campo Formoso II.
SE 500 kV Bar II y Compensación Síncrona (-200/+300) Mvar.
SE 500 kV Correntina.

Lote 2 (Bahía y Minas Gerais)

 LT 500 kV Gentio do Ouro II – Bom Jesus da Lapa II C2 e C3, CS – 269 km cada una.
LT 500 kV Bom Jesus da Lapa II – Jaíba C1 e C2, CS – 245 km cada una.
LT 500 kV Jaíba – Buritizeiro 3 C1 e C2, CS – 291 km cada una.

Lote 3 (Minas Gerais)

LT 500 kV Buritizeiro 3 – São Gonçalo do Pará, C2, CS – 351 km.

Lote 4 (Minas Gerais)

LT 500 kV Janaúba 6 – Presidente Juscelino, C1, CS – 298 km.

Lote 5 (Bahía, Minas Gerais, Espirito Santo)

LT 500 kV Morro do Chapéu II – Poções III C2, CS – 336 km.
LT 500 kV Poções III – Medeiros Neto II C2, CS – 316 km.
LT 500 kV Medeiros Neto II – João Neiva 2 C2, CS – 276 km.
LT 500 kV João Neiva 2 – Viana 2, C2 – 77,5 km.

 Lote 6 (Bahía y Sergipe) 

LT 500 kV Xingó – Camaçari II C1 e C2, CD – 355 km.

Lote 7 (Minas Gerais y Río de Janeiro)

LT 500 kV Governador Valadares 6 – Leopoldina 2 , C1 e C2, CD – 2 x 318 km. 
LT 500 kV Leopoldina 2 – Terminal Rio C1 e C2, CD – 2 x 191 km;
SE 500 kV Leopoldina 2

Lote 8 (Pernambuco)

LT 230 kV Recife II – Bongi C1 y C2 – 19 km (tramos aéreo y subterráneo)

Lote 9 (Sao Paulo)

SE 500/138 kV Água Vermelha – Transformación 500/138 kV – (3+1 res.) x 133 MVA, incluida la instalación del sistema de automatización para controlar el flujo de reactivos.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) ha convocado una nueva subasta de expansión para la asignación de obligaciones de energía firme (OEF), entre generadores de energía, desarrolladores de proyectos inversionistas, con el fin de garantizar el abastecimiento futuro de energía eléctrica a precios eficientes -VER RESOLUCIÓN  AL PIE-.

El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) será el encargado de realizar este año dicha subasta, para el período de vigencia comprendido entre el 1 de diciembre de 2027 y el 30 de noviembre de 2028, y en la misma podrán participar todas las personas jurídicas, personas naturales o agentes que representen comercialmente plantas o unidades de generación de energía existentes, existentes con obras, especiales y nuevas.

En una entrevista para Energía Estratégica, Hemberth Suárez Lozano, Socio fundador de OGE Legal Services, analiza las oportunidades que esta nueva convocatoria genera para las energías renovables.

¿Esta subasta es una oportunidad para las energías renovables?

Sí, es una oportunidad de tener ingresos fijos y adelantar ingresos.

Las plantas de generación fotovoltaica que son de rápida instalación pueden acceder a un incentivo por entrar en operación antes del 1 de diciembre de 2027.

¿Qué permite el Cargo Por Confiabilidad?

Que una planta de generación solar, eólica, entre otras fuentes primarias, tenga ingresos hasta por 20 años.

¿Qué debe cumplir el interesado en participar?

El proyecto de generación debe tener concepto de asignación de capacidad aprobado por la UPME.

¿En qué consiste el incentivo de entrar temprano?

Si la planta o unidad de generación inicia operación comercial entre el 1 de diciembre de 2025 y el 30 de noviembre de 2027, el agente que la representa podrá anticipar el inicio del período de vigencia de la OEF que le fue asignada en el proceso de subasta.

¿Cree que la conexión será un reto?

El procedimiento de conexión se va mejorando en la medida que se va implementando, de tal manera que veo que el procedimiento de la CREG 075 será muy amigable con las siguientes solicitudes que se presenten por parte de los promotores de proyectos.

¿Cuántas subasta de este tipo se han realizado en Colombia?

Tres, iríamos para la cuarta subasta. La última cerró con 15,1 dólares (USD) por megavatio-hora (MWh).

Total Eren, un productor independiente líder en energía renovable («IPP») con sede en París, anunció su entrada en Honduras con su primer proyecto eólico “San Marcos” el cual estará ubicado en San Marcos de Colón, en el departamento de Choluteca de Honduras. Se trata de una de las inversiones extranjeras más importantes de un proyecto de energía renovable en Centro América.

El 14 de febrero de 2023, Total Eren finalizó la contractualización de los nuevos términos del Contrato de Compraventa de Energía (o «PPA” por sus siglas en inglés) con la Empresa Nacional de Energía Eléctrica de Honduras (ENEE) en el cual se contrata la compraventa de la energía que generará la planta eólica San Marcos por una duración de 25 años. Esta enmienda permitirá a la ENEE beneficiarse de la tarifa de venta de energía eléctrica de fuentes de energía renovables no convencionales más baja del país. Total Eren firmó en marzo de 2022 un acuerdo de compra del 100% de las acciones de “San Marcos Wind Energy”.

El acuerdo con la ENEE establece que San Marcos Wind Energy será la encargada de fortalecer la red de transmisión eléctrica del país, a través de:

La construcción de aproximadamente 95 km de línea de transmisión de 230 kV desde el departamento de Choluteca hasta el departamento de Francisco Morazán,
La construcción de una nueva subestación de maniobra,
Obras de refuerzo a realizar en 2 subestaciones existentes.

Con una capacidad instalada total de 112 MW, el proyecto eólico de San Marcos producirá alrededor de 500 GWh por año, suficiente electricidad para abastecer a unas 460.000 personas en Honduras mientras se ahorran 390.000 toneladas de emisiones de CO2 por año.

Con este proyecto, Total Eren se implanta a largo plazo en el mercado de energías renovables de Honduras y continua con sus esfuerzos de desarrollo en Centro América, región en la cual los países están interconectados a través de la red SIEPAC (Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central).

Fabienne Demol, Vicepresidenta Ejecutiva y Directora de Desarrollo Global de Total Eren, dijo: “Estamos muy contentos de haber firmado esta enmienda de contrato de compraventa de energía en Honduras, un hito importante en el desarrollo del proyecto eólico San Marcos, el primero de Total Eren en el país. Quisiera agradecer a la Empresa Nacional de Energía Electica ENEE por apoyar este proyecto que brindará electricidad baja en emisiones de carbono y competitiva a la población hondureña, pero también a nuestros equipos, por su compromiso y esfuerzo. Estamos entusiasmados de comenzar la construcción del proyecto y esperamos continuar implementando la experiencia de Total Eren al continuar nuestro crecimiento en el mercado centroamericano”.

Martin Rocher, Vicepresidente a cargo de las actividades de Total Eren en las Américas, agregó: “El proyecto San Marcos aporta una solución a la creciente demanda de energía eléctrica de la población hondureña, al mismo tiempo que contribuye a modificar el modelo de suministro energético hacia más energías renovables. Además, la inversión en el refuerzo en el sistema interconectado nacional mejorará la resiliencia de la red eléctrica hondureña, que es particularmente vulnerable a eventos climáticos como hemos visto en los últimos años. Así que estoy ansioso de que este proyecto se haga realidad”.

Grenergy, la compañía cotizada española productora de energía renovable y especialista en el desarrollo, construcción y gestión de proyectos fotovoltaicos, eólicos y de almacenamiento, ha vendido tres parques solares PMGD en Chile por 41,3 millones de euros (unos 44,2 millones de dólares), según comunicó la empresa hoy a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

Se trata de una operación que se alinea con la estrategia de Grenergy de mantener una rotación de activos recurrente, y demuestra la capacidad de la cotizada de materializar el valor de sus bienes renovables.

La venta de estas tres plantas fotovoltaicas, Dolores (acordada en el último trimestre de 2022), Zaturno y Buenaventura (ambas operaciones serán reconocidas en este primer trimestre de 2023), con una potencia total instalada de 32,5 MWp, permite reducir el endeudamiento de la compañía e impulsar su crecimiento en los tres mercados donde está presente en la actualidad, Latinoamérica, Europa y EE UU. 

Chile es el principal mercado para la cotizada y es el operador con más plantas construidas en el país. En él tiene instalado su centro de operaciones para todo el Cono Sur, en el que construye en la actualidad 500 MW y donde desarrolla 2.8 GW entre solar y eólico y 2,6 GWh de proyectos de baterías.

Poner en valor sus activos

La cotizada, con una capitalización cercana a los 1.000 millones de euros, con 1,4 GW de capacidad instalada, dispone de un pipeline solar y eólico de 11,4 GW, así como de 7,7 GWh de proyectos de almacenamiento en desarrollo. También ha establecido un objetivo de 5 GW de proyectos solares y eólicos instalados en 2025, así como por primera vez un objetivo en almacenamiento, donde pretende alcanzar 1 GWh en dicha fecha.

En el marco de la carrera global hacia la transición energética, el hidrógeno verde viene a ser un elemento clave para descarbonizar la economía de México y mermar los efectos contra el cambio climático.

Se presenta como una de las posibles soluciones en sustitución de combustibles fósiles para reducir las emisiones de CO2, sobre todo en ciertos sectores donde la energía eléctrica renovable no puede llegar, como procesos industriales, el transporte pesado, aéreo y marino.

“Según un estudio de la Asociación Mexicana de Hidrógeno (H2 México) con una consultora internacional, se detonarán aproximadamente 60 mil millones de dólares de inversión, alrededor de 3 millones de empleos y una cadena de manufactura alrededor del hidrógeno”, destaca Israel Hurtado, presidente de la entidad que nuclea a las compañías de este vector energético en México, en una entrevista con Índigo Energía.

De esta forma, el especialista enfatiza que toda la industria presenta oportunidades inconmensurables para el país.

“No solo se trata producir hidrógeno verde, consumirlo y, eventualmente, exportarlo. México puede ser una potencia también en todos los desarrollos industriales relacionados al hidrógeno. Por ejemplo, en la comercialización de electrolizadores, válvulas, ductos, turbinas, vehículos eléctricos, celdas de combustible, etc.”, sostiene.

10 proyectos de hidrógeno avanzando

Por otro lado, el representante de H2 México enfatiza: “Estamos perdiendo la batalla del cambio climático. No hemos logrado contener la temperatura del planeta en 1,5°C, como sugirieron expertos en la ONU. Si no logramos contener esa temperatura, los efectos a largo plazo van a ser devastadores, y ya los estamos empezando a ver”. 

Las industrias necesitan descarbonizar: algunas por necesidades propias, por obligación o por cumplimiento de los estándares de gobernanza social-ambiental (ESG, por sus siglas en inglés) y los objetivos de desarrollo sostenible de la ONU. 

En este sentido, advierte: “Las grandes empresas tienen que descarbonizar sus procesos porque así lo obligan o porque lo tienen que hacer. Hay empresas como las acereras, mineras y petroquímicas que están buscando sustituir el hidrógeno gris por verde”.

Hurtado también expresa que el sector movilidad va a necesitar utilizar hidrógeno: “ Hay autobuses, vehículos y trenes que funcionan con hidrógeno en el mundo. México también podría impulsar proyectos piloto de todos estos vehículos”.

En tanto a las iniciativas que se están desarrollando actualmente en el país, Hurtado anticipa:  “Hay alrededor de 10 proyectos. La Comisión Federal de Energía (CFE) ya anunció que tiene un plan de producción de hidrógeno verde y de generación de electricidad con hidrógeno verde en sustitución de gas natural”. 

“Petróleos Mexicanos Pemex también se comprometió a sustituir hidrógeno gris por verde en su plan de negocios que acaba de publicar hace tres semanas también. A su vez, CEMEX, la cementera mexicana, introducirá hidrógeno verde en algunas de sus plantas. Al final del día, se avanza de a poco, pero se avanza”, agrega.

Problemas en el marco regulatorio

Las normas técnicas para el hidrógeno gris ya existen y funcionan. Hacen falta regulaciones de centrales solares y eólicas que realizan blendings, proceso donde se mezcla el hidrógeno con gas natural .

En este sentido, Hurtado explica que se necesitan normas oficiales mexicanas para poder producir el hidrógeno, almacenarlo, inyectarlo a la red a través de blendings y llevarlo a las industrias o a los hogares. 

“Se necesitan normas de seguridad, operación, mantenimiento y funcionamiento. De hecho, estamos trabajando en algunos Comités de la Asociación Mexicana de Hidrógeno para justamente avanzar en la regulación de la producción de hidrógeno verde en centrales renovables”, añade. 

Desde hace años que se utiliza el hidrógeno gris, proveniente del metano, en procesos industriales. Sin embargo, este es tan contaminante como cualquier otro combustible fósil.

Por otro lado, el hidrógeno verde proviene del agua, se rompe la molécula del agua, se separa el oxígeno del hidrógeno y se captura el hidrógeno con equipos electrolizadores, que funcionan con energía renovable, ya sea solar, eólica o fototérmica. Así se cierra el círculo de sustentabilidad y se produce hidrógeno verde que tanto se está buscando impulsar.

Ginlong (Solis) Technologies, uno de los productores de inversores más grandes y con más experiencia del mundo, se complace en anunciar que, por octavo año consecutivo, ha recibido el prestigioso sello de reconocimiento para la mejor marca de inversores por la respetada organización de investigación de mercado global, EUPD.

Respaldado por 22 años de encuestas y más de 100 000 entrevistas en más de 70 países, el sello EUPD Research se basa en los comentarios de los instaladores sobre la disponibilidad en el mercado, la percepción de la marca, las preferencias de compra, la satisfacción del cliente y la recomendación.

Eric Zhang, Director de Ventas Globales de Solis, explica: “Este octavo sello consecutivo de EUPD Research no solo consolida la posición de liderazgo de Solis Technologies en el mercado de inversores en Sudáfrica, sino que también continúa nuestro reciente y rápido aumento de calificaciones hacia 2023. Durante 2022 estuvimos orgullosos de ocupar el tercer lugar en envíos de inversores a nivel mundial por parte de S&P Global, de ganar la categoría de Liderazgo ecológico en los Premios a la empresa responsable de Asia y de estar clasificados entre las dos principales empresas chinas de inversores que cotizan en bolsa por PVP365, la plataforma profesional líder del país para las noticias de la industria solar.»

El Sr. Zhang continúa: “Se espera ampliamente que 2023 sea un año decisivo para el despliegue de energía solar en Sudáfrica, ya que el país lucha con el impacto económico y social de los cortes de energía diarios en una red eléctrica que funciona con combustibles fósiles. El sello de la mejor marca de EUPD Research, combinado con el reciente lanzamiento de nuestros inversores de almacenamiento mejorados de sexta generación, colocan a Solis en una posición sólida para el crecimiento continuo en la región”.

Las mejoras clave de los inversores de almacenamiento líderes en el mercado de la compañía incluyen: una mayor corriente de carga y descarga de 125 A para un rango de potencia equivalente global; una capacidad de almacenamiento de energía total ‘1+N’; funcionalidad monofásica o trifásica; instalación un 20 % más rápida; y tiempos de conmutación de milisegundos durante las interrupciones del suministro.

El inversor de almacenamiento de energía es un dispositivo central en los sistemas de almacenamiento de energía solar. Brinda apoyo para corregir las inestabilidades en la red. Como componente técnico clave de los nuevos sistemas de energía solar, el inversor de almacenamiento de energía puede mejorar en gran medida las capacidades de regulación de energía y garantía de seguridad.

Markus A.W. Hoehner, fundador y director ejecutivo de EUPD Research, concluye: “EUPD Research tiene 22 años de profunda experiencia en medir y analizar la percepción de los intermediarios del mercado fotovoltaico y los clientes finales, y es mundialmente conocido como el organismo de certificación líder dentro de la industria solar. Conseguir un octavo sello EUPD consecutivo como marca líder en inversores fotovoltaicos es un logro y demuestra que Solis se ha establecido con éxito entre los proveedores más importantes de Sudáfrica y más allá. Felicitamos a Solis por recibir este honor y le deseamos el mayor de los éxitos en su trayectoria de crecimiento continuo. Mientras continúa estableciendo los altos estándares que los socios comerciales y los clientes esperan a nivel mundial”.

La Superintendencia de Electricidad (SIE) avanza en la definición de nuevas reglamentaciones para República Dominicana. El “Reglamento Técnico para Estaciones de Recargas de Vehículos Eléctricos” y el “Reglamento de Tarifas Aplicables a las Estaciones de Recargas de Vehículos Eléctricos”, recientemente emitidos, tienen un mayor grado de avance y ya están camino a su implementación.

“En los próximos 90 días entrará en plena vigencia la nueva reglamentación en República Dominicana de movilidad eléctrica”, aseguró Andrés Astacio, superintendente de Electricidad.

En una entrevista con Energía Estratégica, el superintendente Astacio señaló que han tenido un proceso bastante largo de estudio analizando los momentos óptimos para la recarga y llegaron conclusiones tales como establecer que se premiará a quienes, por ejemplo, carguen en horarios de la madrugada. Así mismo, reveló que han podido establecer un modelo que permite el desarrollo y formalización de la red nacional de carga. Todas estas previsiones se deben a que el país se está preparando para un eventual salto a la electromovilidad.

“Hemos visto y hemos hecho la previsión de que la electromovilidad en la próxima década podría llegar a representar al menos el 15% de la demanda nacional (…) tomando la demanda pico al día de hoy, eso equivaldría alrededor de 400 MW de potencia pero como ocurriría en la próxima década podrían ser valores mayores ya que la demanda sigue creciendo de forma acelerada”, argumentó Astacio. 

¿Con qué energía se cargarán los vehículos eléctricos? Las proyecciones indicarían que las renovables ganarían terreno en las redes de distribución. Por eso, desde la Superintendencia de Electricidad también vienen trabajando hace tiempo regulación vinculada a generación distribuida con energías renovables.

Ahora bien, ya pasó un año de aquella primera reunión en la que la SIE, a través del en aquel entonces superintendente Rafael Velazco Espaillat, convocó a los representantes de la Asociación para el Fomento de Energías Renovables (ASOFER), la Asociación Dominicana de Sistemas Aislados (ADOSEA), la Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica y el Consejo Unificado de las EDES para recibir comentarios en relación con la propuesta para el Reglamento para la Aprobación, Interconexión y Operación de Instalaciones de Generación Distribuida de Energía.

En la actualidad, las charlas continúan y aún queda pendiente saber cuándo se materializará la nueva regulación.

“Estamos discutiendo con los distintos stakeholders cuál sería la mejor vía de aplicación”, señaló el actual superintendente de Electricidad Andrés Astacio.  

¿Qué retos existen aún? Uno de ellos sería cómo definir los topes de penetración de la generación distribuida por circuito de interconexión. Al respecto, Astacio señaló:

“En nuestro país aún tenemos un régimen un tanto arbitrario que establece que la interconexión es simple hasta tanto el circuito se cope de un 15% de generación distribuida en la capacidad del troncal”.

Y continuó: “Es un número arbitrario, hay que reconocerlo, porque en ocasiones hay circuitos que no soportan que tú le inyectes un 1%, como hay otros circuitos que van a tener la capacidad de aguantar un 60% o un 70%”

¿Qué avances hubo desde aquella primera socialización del borrador? En conversación con Gastón Fenés, director de Energía Estratégica, Andrés Astacio indicó: “Lo que sí puedo adelantar es que la normativa que surja nos va a poner a todos la obligación de hacer los estudios por circuito para poder determinar la capacidad de penetración que cada uno de ellos tenga pero también para poder determinar qué acciones en el corto y mediano plazo podemos hacer para incrementar esta capacidad de penetración. Hacia allá es que estamos caminando”.

“Tenemos un alto interés en promover la generación distribuida pero evidentemente necesitamos que esta nueva penetración de fuentes en baja tensión venga a proteger la red eléctrica y no se convierta en un elemento de perturbación”, concluyó.

Marisol Neira Ardila, directora de ventas de Astronergy Solar en Latinoamérica a excepción de Brasil, participó del ciclo de entrevistas “Protagonistas”, aquel que organiza Energía Estratégica para analizar en profundidad el mercado de las energías renovables en Latinoamérica.

Allí, Neira observó que las oportunidades de mercado han madurado bastante en esta región. Considerando que en un inicio la importación de tecnología era compleja y el cierre financiero con tasas convenientes para los proyectos era difícil, en los últimos 10 años las distintas partes se habrían acomodado para dar lugar a nuevos negocios.

Citando como ejemplo a Colombia, mencionó que no sólo se han eliminado barreras de acceso para que cada vez más usuarios particulares cuenten con autoconsumo solar y almacenamiento energético, sino que además otros actores adicionales del sector eléctrico se están acoplando al despliegue de grandes proyectos utility scale.

“Estamos en un muy buen momento para Utility Scale. No sólo ya ves plantas grandes operativas y cada vez más proyectos construyéndose , sino también a otros participantes del mercado como los comercializadores muy involucrados en querer también entrar al negocio”.

Y reflexionó: “El año pasado y este año es para volver realidad esos proyectos en los que llevábamos tiempo trabajando. Te puedo decir que ya estoy viendo los proyectos que empezamos cuando trabajaba como desarrolladora y recién veíamos tierras, hablábamos con comercializadoras de PPA y cosas así. Verlos construirse hoy en día es una satisfacción muy grande, más aún cuando ves el momento que está atravesando Latinoamérica o resto del mundo entero”.

¿Cómo alinea su estrategia de negocios tras la pandemia? ¿Qué tendencias de módulos espera para este año? ¿Qué novedades trae Astronergy? Fueron algunas de las preguntas que respondió Marisol Neira Ardila, directora de ventas de Astronergy Solar en Latinoamérica a excepción de Brasil.

Entre las últimas noticias que compartió la referente de la industria solar, indicó que desde Astroenergy Solar además de confirmar que un 70% de sus ganancias las están destinando a investigación y desarrollo, también tienen previsto aumentar su capacidad de producción a 45GW anuales, visto que desde sus fábricas de fuera de China en Tailandia, Singapur y Vietnam ya tendrían pedidos vendidos por los siguientes dos años.

Ahora bien, desde sus oficinas en Latinoamérica cuentan con stock para despacho inmediato y, dependiendo del tipo de potencia y volumen requerido, están tomando nuevos pedidos para producción y entrega.

En lo que respecta a Utility Scale comentó que se destacan sus módulos de 615 W y 620 W, no sólo por ser los que están con una mayor producción sino porque también son los que más se están vendiendo actualmente. En adición, los módulos de 410 W serían los que están empezando a tomar muchísima fuerza para techos de residencias, comercios e industrias pequeñas.

Accede a los testimonios completos en el video de la entrevista que se encuentra disponible en el canal de YouTube de Energía Estratégica.

En el marco de una emergencia climática sin precedentes a nivel mundial, empresas mexicanas buscan soluciones para descarbonizar la economía y volver a los usuarios más independientes a través de sistemas de generación distribuida. Una de ellas, RER Energy, crece a pasos agigantados y sigue sumando mercados.

En una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, Carla Ortiz, Country Manager México de la compañía, destaca: “Hemos experimentado un crecimiento del 100% en generación distribuida a nivel industrial y comercial (CNI) que siempre ha sido el core de la empresa”. 

“Si bien los proyectos fotovoltaicos son los que más crecieron, hoy en día, esa energía solar ya es una combinación de micro redes inteligentes, en donde se mezclan cuestiones de almacenamiento y de movilidad eléctrica”, resalta.

En este sentido, la ejecutiva explica que, esta combinación, maximiza ahorros generando micro redes inteligentes que consisten en la integración con tecnología digital y análisis de datos de eficiencias energéticas, energías renovables locales, suministradores de energía externos, sistema de almacenamiento y vehículos de carga eléctrica: un combo atractivo para los usuarios.

Avances en la hibridación de vehículos eléctricos

En lo que respecta a los proyectos microgrid, la empresa está creciendo en la combinación solar con la movilidad eléctrica. Generan cargadores de vehículos eléctricos y toda su infraestructura.

“La transición a la electromovilidad es una tendencia que ha cobrado importancia con los años a nivel mundial. Nuestra plataforma de carga de vehículos EV está creciendo cada vez más fuerte”, explica Ortiz.

Si bien reconoce que la empresa ha comenzado recientemente con esta matriz, espera un incremento exponencial en la hibridación con vehículos eléctricos: “El crecimiento de la integración de la movilidad eléctrica será del del 400% el año que viene”.

En efecto, cuentan diferentes soluciones hechas a la medida para centros comerciales, oficinas corporativas, vehículos de transporte, logística y carga.

Los planes de financiamiento del mercado

La empresa combina la tecnología del mercado con programas de financiamiento PPAs o Arrendamientos para hacer proyectos rentables sin inversión.

La firma ofrece tres opciones para suplir las necesidades de los diferentes perfiles financieros de los clientes: los PPA (Power Purchase Agreement) que son contratos de compraventa de energía a largo plazo; ventas de proyectos a través de arrendamientos financieros, y por otro lado, ventas directas por parte del cliente. 

“Hemos visto un cambio en el mercado mexicano porque inicialmente los PPA eran difíciles de vender. Lo que más vendíamos eran los arrendamientos, sin embargo, en la actualidad se ve un mayor apetito por PPAs que por arrendamientos financieros”, describe.

Según Carla Ortiz, los PPA no eran muy comunes en México, era una figura muy nueva y los clientes los veían muy a largo plazo. El cambio de conducta fue motivado por dos factores:

1)  La firma de este tipo de contratos a través de suministros calificados ha hecho que el mercado capital se familiarice con los PPAs.

 2) Muchas empresas multinacionales ya traen lineamientos de PPAs de otros países, entonces lo están buscando en sus políticas ya localmente en México.

Dificultades por cambios en el marco regulatorio

El marco regulatorio en cuanto a las disposiciones de carácter administrativo generales de todas las centrales de hasta 500 kW está cambiando y México está transitando una época de incertidumbre.

“Se publicó la primera propuesta en octubre del año pasado, la cual está en revisión. Sin embargo, esta iniciativa en lugar de incentivar el mercado lo que quiere es limitar el Net Metering y cambiarlo a Net Billing”, advierte Ortiz.

La Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (CONAMER) hizo comentarios a la Comisión Reguladora de Energía (CRE), ente que publicó la propuesta. En tanto al plazo de la resolución oficial, Ortiz alerta: “Como se está estudiando el impacto de los ajustes, no se sabe cuándo se va a publicar. La expectativa es que sea este año”.

Desde el sector se encuentran escépticos sobre el resultado de las modificaciones ya que aseguran que México todavía tiene mucho espacio para la generación distribuida que, en la actualidad, está alrededor del 2% de la capacidad instalada del país.

Cabe recordar que el modelo de Net Metering permite a los usuarios finales compensar el gasto de electricidad utilizando la producción o generación interna de energía, muy similar al Net Billing. Su diferencia radica en cómo se “factura” el gasto energético.

En el caso del Net Metering, tanto el consumo como la generación eléctrica se registran y facturan por separado. Como resultado, a los clientes se les cobra su precio energético completo por kWh cuando usan energía de la red, pero se les compensa con la misma tarifa por la energía que es aportada a la red.

A diferencia, en la modalidad del Net Billing a los usuarios se les cobra en función de su uso neto de kWh al final de cada ciclo de facturación.

Por ello, este cambio podría limitar la democratización de la energía de las pymes que iban a utilizar el Net Metering para poder migrar a energías limpias y ser más competitivos a nivel país.

El pasado 16 de febrero, el Departamento Administrativo de la Presidencia de Colombia expidió el Decreto 0227 del 2023, por medio del cual se reasumen algunas de las funciones presidenciales de carácter regulatorio en materia de servicios públicos domiciliarios.

A raíz de ello, se abren una serie de incertidumbres sobre cuáles serán los alcances de la intervención del Gobierno sobre los servicios públicos.

Es por ello que asociaciones empresarias se están posicionando al respecto. Entre ellas, el gremio de generadores, ACOLGEN, adelantó que esta semana le presentará al Gobierno una serie de recomendaciones.

El comunicado de la Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos y Comunicaciones (ANDESCO)

Hemos expuesto públicamente que es fundamental que las decisiones que se tomen en temas regulatorios conserven los principios esenciales de suficiencia financiera y reconocimiento de costos eficientes, teniendo sin duda como objetivo una adecuada prestación del servicio a los usuarios del país.

Esto impone necesariamente que estos temas sean tratados de manera técnica, teniendo en cuenta todas las variables financieras, económicas, ambientales y sociales para garantizar que los servicios ofrecidos sean de la mejor calidad, al mejor precio posible y para el mayor número de colombianos.

Desde Andesco hemos participado activamente en los diálogos con el Gobierno Nacional donde se han evidenciado acciones tendientes a la disminución de algunos componentes tarifarios, como lo correspondiente a un ajuste en los indexadores, entre otros aspectos, y así cambiar drásticamente la tendencia alcista de los precios, especialmente en el servicio de energía.

Los últimos datos de inflación presentados por el DANE muestran que los servicios públicos ya no están creciendo por encima de la media y, por el contrario, muestran valores por debajo.

Se resalta que los costos de energía, a diferencia de lo que está sucediendo en otras partes del mundo, están bajando y se espera una estabilización de los mismos en un corto plazo.

Esta asunción de funciones, de momento, no afecta la suficiencia financiera de las empresas ni la prestación del servicio, esperamos que las decisiones que el Presidente Petro tome desde allí se mantengan en el componente técnico y no político.

Las Comisiones de Regulación son instituciones que por su carácter técnico soportan de manera consistente la forma en que las empresas públicas, mixtas y privadas, puedan invertir y ofrecer más y mejores servicios.

La seguridad jurídica es absolutamente esencial para que haya servicios hoy y en el futuro. Ratificamos el compromiso de Andesco de trabajar continuamente y en consenso para continuar consolidando nuestros sectores de Agua Potable, Saneamiento Básico, Energía Eléctrica y Gas Natural, construyendo sobre lo construido.

Comunicado de Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (ACOLGEN)

A propósito del Decreto 0227 de 2023, por medio del cual el Presidente de la República ha decidido reasumir algunas funciones de Regulación, que hasta la fecha venían siendo desarrolladas por las comisiones reguladoras, Acolgen se permite manifestar que:

Entendemos que hay una coyuntura de tarifas que afecta a los colombianos, la cual no es ajena a los generadores de energía. Además de los esfuerzos que hemos realizado desde que empezó el Pacto por la Justicia Tarifaria, desde Acolgen estamos trabajando en una serie de propuestas que queremos presentarle al Gobierno la próxima semana, con objetivos alineados entre lo que el Gobierno está buscando y la sostenibilidad de nuestro sector.
Hacemos un llamado para que las decisiones se enfoquen en la consecución de los mayores beneficios para el sector y para los colombianos.
Es fundamental que las decisiones que se tomen estén basadas en análisis técnicos, propios de una entidad como la CREG que se ha caracterizado por su rigurosidad en sus estudios y resoluciones.
Insistimos al Gobierno Nacional para que las normas que se emitan respondan al marco constitucional y legal vigente, sean fruto del consenso y discusión de todos los sectores, se apoyen en argumentos técnicos y jurídicos sólidos, y se ponderen de forma tal que el cumplimiento de objetivos de corto plazo no sacrifique pilares básicos sectoriales, relativos a la suficiencia del abastecimiento y la seguridad energética.
Desde Acolgen estamos atentos a continuar trabajando conjuntamente con el Gobierno Nacional y los demás actores interesados para seguir construyendo país.

Comunicado de la Cámara Colombiana de la Energía (CCEnergía)

Desde la Cámara Colombiana de la Energía, entidad gremial que agrupa a empresas proveedoras de bienes y servicios para el mercado eléctrico colombiano, es nuestro deseo hacer un llamado a la reflexión técnica sobre la importancia de garantizar el principio de descentralización, independencia, y una relación efectiva de pesos y contrapesos en la definición, ejecución y seguimiento de las políticas para los mercados, y particularmente, para el sector eléctrico.

De igual manera, para la CCENERGÍA resulta fundamental que en todo momento se garantice por parte del ejecutivo el ejercicio de la función regulatoria bajo el espíritu de la Constitución de 1991 y que por ministerio de Las Leyes 142 y 143 de 1994 corresponde a las Comisiones de Regulación.

Lo anterior, con ocasión del proyecto de decreto “Por el cual se reasumen algunas de las funciones Presidenciales de carácter regulatorio en materia de servicios públicos domiciliarios y se dictan otras disposiciones” el cual se publicó para comentarios en la página de la Presidencia de la República.

Para la CCENERGÍA el debate debe ser abordado desde lo técnico-jurídico, así como desde la evidencia histórica por medio de la cual se ha demostrado que la actividad de las comisiones garantiza una regulación técnica permitiendo al mercado eléctrico el nivel de madurez con el que hoy en día cuenta.

Basta con una valoración del mercado eléctrico con anterioridad a la actividad de la CREG y a la Ley 143 de 1994.

En dicho escenario se contaba con una prestación deficiente del servicio, totalmente centralizado, que hoy se caracteriza por contar con una variedad de actores y tecnologías para la prestación del servicio público, que ha aumentado de manera importante la cobertura del servicio a los hogares colombianos gracias a la expansión que tuvo lugar tras la inversión privada que posibilitó el hecho de contar con organismos independientes bajo el modelo de las agencias regulatorias dando estabilidad al mercado.

Desde el análisis jurídico, considera la CCENERGÍA de la mayor importancia resaltar que el Proyecto de Decreto podría adolecer de vicios de legalidad. Esto, en razón a la interpretación que se le podría estar dando a las facultades del Presidente de la República en materia de servicios públicos domiciliarios tal y como pasamos a comentar a continuación.

El artículo 370 de la Constitución establece que corresponde al Presidente de la República señalar con sujeción a la ley: (i) Las políticas generales de administración y control de eficiencia de los servicios públicos domiciliarios y (ii) Ejercer por medio de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, el control, la inspección y vigilancia de las entidades que los presten.

En concordancia con lo anterior el artículo 68 de la Ley 142 de 1994 dispuso que el Presidente de la República señalará: “(…) las políticas generales de administración y control de eficiencia de los servicios públicos domiciliarios, que le encomienda el artículo 370 de la Constitución Política, y de los demás a los que se refiere esta Ley, por medio de las comisiones de regulación de los servicios públicos, si decide delegarlas, en los términos de esta Ley (…)”.

Surge entonces la pregunta de si lo que la Constitución y la Ley 142 de 1994 denomina como “políticas de administración y control de eficiencia” significa que el ejecutivo en cabeza del Presidente de la República puede regular aspectos como las tarifas del servicio público de energía eléctrica. La respuesta a juicio de la CCENERGÍA es que no.

Esto, debido a que:

(i) La Ley y la jurisprudencia distinguen lo que significa la actividad de regulación en cabeza de la CREG, que difiere sustancialmente de lo que significa la definición de las políticas generales de administración y control de eficiencia de los servicios públicos domiciliarios.

(ii) Si bien el Decreto 2253 de 1994 delegó en las comisiones de regulación la definición de las políticas generales de administración y control de eficiencia de los servicios públicos domicilia[1]rios, dicho decreto dispone que esa delegación, para el caso de la CREG, se hace sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 2 del Decreto 1524 de 1994.

(iii) Por su parte el Decreto 1524 de 1994 en su artículo 2 dispuso expresamente que la CREG rea[1]lizará las funciones que le asignó el legislador por medio de la Ley 143 de 1994 en su artículo 20, lo que significa que las funciones de la CREG tienen rango legal y no necesariamente están asociadas a un acto de delegación.

Por su parte, la Ley 143 de 1994, en su artículo 20, estableció expresamente – con rango de Ley – las funciones que tiene la CREG. Dentro de tales funciones se destacan:

“c) Definir la metodología para el cálculo de las tarifas por el acceso y uso de las redes eléctricas, y los cargos por los servicios de despacho y coordinación prestados por los centros regionales de despacho y el centro nacional de despacho;

e) Definir la metodología para el cálculo de las tarifas aplicables a los usuarios regulados del servicio de electricidad;

f) Fijar las tarifas de venta de electricidad para los usuarios finales regulados. Esta facultad podrá ser delegada en las empresas distribuidoras, en cumplimiento de sus funciones de comercialización bajo el régimen de libertad regulada”.

De todo lo anterior se puede concluir técnicamente que, un aspecto es la definición de las políticas generales de administración y control de eficiencia de los servicios públicos domiciliarios, y otro muy diferente la regulación de tarifas, la cual, no se comprende en el acto de delegación del ejecutivo, y por el contrario, fue una función que, dentro de las competencias constitucionales asignadas al legislador (Artículo 150 de la Constitución), le fueron asignadas con fuerza de ley a la CREG.

Finalmente, no hay que perder de vista que la actividad de la CREG nunca ha estado aislada del ejecutivo.

Por el contrario, a juicio de la CCENERGÍA, ha sido precisamente esa labor mancomunada entre las entidades que de alguna forma establecen las políticas de Estado (Minenergía, Minhacienda y DNP) y la CREG (de la cual hacen parte las entidades antes relacionadas), lo que ha permitido el desarrollo del mercado eléctrico colombiano, siendo esto un reflejo de que la distribución de competencias, la participación interinstitucional, y la independencia técnica, dan paso a mejores resultados respecto de otros esquemas en donde prima la centralización en la definición de las políticas y la actividad regulatoria.

Desde la Cámara Colombiana de la Energía tenemos la permanente disposición de trabajar de manera conjunta con el Gobierno Nacional para avanzar en el desarrollo del sector energético.

El Ministerio de Energía publicó en el Diario Oficial el Decreto Tarifario 7T de 2022, el cual fija el valor anual de las instalaciones de transmisión nacional, zonal y de las instalaciones de transmisión dedicadas utilizadas por parte de los usuarios sometidos a regulación de precios para el cuadrienio 2020-2023.

Este es el primer proceso de valorización cuatrienal realizado en el marco de la Ley 20.936, de 2016, donde se establece que el valor anual de las instalaciones de transmisión nacional, zonal, de los sistemas de transmisión para polos de desarrollo, y el pago por uso de las instalaciones de transmisión dedicadas utilizadas por parte de los usuarios sometidos a regulación de precios, será determinado por la CNE cada cuatro años en base a la valorización de las instalaciones

El Decreto 7T incorpora lo dispuesto en la Resolución Exenta N°18, de 19 de enero de 2023, de la CNE, que rectifica el Informe Técnico Definitivo de Valorización de las Instalaciones de los Sistemas de Transmisión para el Cuadrienio 2020-2023.

El resultado de este decreto tarifario tendrá un impacto en la tarifa de los clientes finales y en la remuneración que deben percibir los propietarios de las instalaciones de los sistemas de transmisión durante el correspondiente periodo tarifario.

El proceso de Valorización de Instalaciones de Transmisión toma en cuenta la infraestructura existente y no las obras que provienen del proceso licitatorio asociado a los planes de expansión de la transmisión. Cabe destacar que, los nuevos proyectos de transmisión, necesarios para apoyar la expansión de energías limpias, están incorporados vía Plan de Expansión que realiza cada año la CNE, y sus ingresos dependen directamente de los valores adjudicados en las respectivas licitaciones abiertas y competitivas.

Para este proceso, se consideraron las instalaciones de transmisión cuya entrada en operación se verificó hasta el 31 de diciembre de 2017, declaradas en la Base de Datos entregada por el Coordinador Eléctrico Nacional.

Los valores que se fijaron son: Valor de Inversión (“V.I.”), la Anualidad del Valor de Inversión (“A.V.I.”), Costos de Operación, Mantenimiento y Administración (“C.O.M.A.”), Ajuste por Efecto de Impuesto a la Renta (“A.E.I.R.”) y Valor Anual de la Transmisión por Tramo (“V.A.T.T.”).

La toma de razón del Decreto 7T por parte de la Contraloría General de la Republica ratifica el acucioso trabajo profesional realizado por la Comisión Nacional de Energía en la elaboración del Informe Técnico, considerando el crecimiento y nivel de detalle de la infraestructura a ser valorizada, dando además por zanjadas las diferencias suscitadas en la industria con motivo de este proceso.

Participación

El proceso de Valorización consideró, de acuerdo a la Ley, la constitución de un Comité encargado de adjudicar y supervisar los estudios de valorización, integrado por representantes del Ministerio de Energía, de la CNE, de las empresas propietarias de instalaciones de los sistemas de transmisión nacional y zonal, de los clientes libres y del Coordinador Eléctrico Nacional.

Además, las empresas inscritas en el Registro de participantes y usuarios e instituciones interesadas concurrieron a la presentación de los estudios por parte de los consultores, instancias en las cuales pudieron realizar observaciones a los informes correspondientes y posteriormente observar el Informe Técnico Preliminar de la Comisión.

Creg101 034A -2022

Días atrás, el subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Santiago Yanotti, reveló que prevista que eólica participe en la licitación de renovables y almacenamiento RenMDI (ver nota), pero que la decisión cambió a raíz de que se le planteó que se los deje participar a tales proyectos y que luego el gobierno decida la asignación en base a la competitividad del precio ofertado. 

Desde el sector eólico se hicieron eco de dichas declaraciones y tanto desde la Cámara Eólica Argentina (CEA) como de la Asociación Argentina de Energía Eólica (AAEE) conversaron con Energía Estratégica y coincidieron que los parques renovables compuestos por aerogeneradores podrán competir en casi todas las regiones previstas. 

“Salvo en Tucumán, donde prácticamente no hay viento para los aerogeneradores, en Chaco, Formosa y Misiones donde hay pocas zonas, en todas puede competir y a muy buen precio. Incluso, a futuro, miremos los parques híbridos, buscando alternativas para mejorar la producción y costos”, sostuvo Héctor Pagani, presidente de la AAEE. 

“La sustitución de generación forzada por renovables es un proceso virtuoso, ayuda a continuar por la senda de los compromisos asumidos. Y para la eólica constituirá un gran desafío porque uno imaginaba un rango mayor de potencia adjudicable, pero el factor de capacidad y los precios son muy buenos, por lo que habrá proyectos presentados”, afirmó Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la CEA.

Asimismo, ambos especialistas concordaron que es una buena iniciativa y que debe ser vista como un paso adelante en el desarrollo del sector, mientras se avanza en la construcción de más líneas de transmisión, y por ende más capacidad de transporte disponible, que permitan la inserción de nuevos proyectos renovables. 

Como también se ve como una oportunidad para que los fabricantes nacionales hagan una “reingeniería en el negocio” y puedan competir en algunas propuestas que se presenten, siempre y cuando sobrepasen el reto de cumplir con el cronograma establecido y realizar, en tiempo y forma, la compra de aquellos materiales que no se fabrican en el país. 

Justamente, otro de los puntos que hicieron eco en la industria energética argentina fue el período asentado para la presentación de las ofertas, a tal punto que Yanotti que “los plazos son acotados pero que habrá ofertas suficientes”. 

Tanto Ruiz Moreno como Pagani también abordaron dicho tema y no descartaron la posibilidad de haya solicitudes de prórroga, considerando que el llamado estará abierto hasta el hasta el 15 de marzo del corriente año y que la adjudicación está pautada para el 24 de mayo. 

“Muchos actores ya tienen los proyectos prácticamente armados, pero aquellos que no lo tengan, seguramente pedirán prórroga. Pero desde ya hay que pensar en el desarrollo de una logística para tener un cronograma bueno y que no haya tiempos muertos”, afirmó el presidente de la AAEE. 

“Los plazos son exiguos y es muy probable que, desde el ámbito de algunas asociaciones, se hagan o hagamos presentaciones en ese sentido para tener prórroga, ya que para conocer bien todo el proceso, debería haber una extensión de tiempo razonable para las presentaciones”, complementó el general general de la CEA.  

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) ha convocado una nueva subasta de expansión para la asignación de obligaciones de energía firme (OEF), entre generadores de energía, desarrolladores de proyectos inversionistas, con el fin de garantizar el abastecimiento futuro de energía eléctrica a precios eficientes -VER RESOLUCIÓN  AL PIE-.

El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) será el encargado de realizar este año dicha subasta, para el período de vigencia comprendido entre el 1 de diciembre de 2027 y el 30 de noviembre de 2028, y en la misma podrán participar todas las personas jurídicas, personas naturales o agentes que representen comercialmente plantas o unidades de generación de energía existentes, existentes con obras, especiales y nuevas.

Las empresas, que participen voluntariamente en esta subasta, se comprometerán a la puesta en operación de los proyectos de energía en la fecha especificada en la convocatoria de la subasta.

Además, adquieren el compromiso de generar la obligación de energía que les sea asignada en la subasta durante las épocas de sequía (o de condición crítica del sistema), para asegurar la prestación continua del servicio a todos los usuarios del país que están conectados al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Para poder participar en la subasta convocada por la CREG, el agente, desarrollador o inversionista debe presentar un certificado de la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) donde conste que la planta o unidad de generación cuenta con concepto de conexión al SIN.

Así mismo, los participantes en la subasta deberán presentar una garantía financiera que asegure la entrada en operación comercial en la fecha establecida por las mismas empresas, y que se podrá ejecutar si no se cumple dicho compromiso.Adicionalmente las empresas deben remitir el cronograma de construcción del proyecto de generación de energía, para auditar el avance del mismo.

Para aquellas plantas o unidades de generación con obligaciones que entren en operación comercial antes del 1 de diciembre de 2027, la CREG estableció como incentivo el que puedan empezar a recibir la remuneración del cargo por confiabilidad asignada desde su entrada en operación, sin modificar la fecha de finalización de las obligaciones de energía adquiridas en la subasta.

La subasta de expansión del cargo por confiabilidad para la asignación de obligaciones de energía firme es un mecanismo que opera desde diciembre de 2006 para asegurar la confiabilidad del suministro de energía eléctrica a los usuarios del SIN y dar protección ante los altos precios de energía esperados en épocas de hidrología baja.

Esta subasta de asignación de obligaciones de energía firme convocada por la CREG corresponde a la cuarta de este tipo que se realiza en el país, para lo cual la Comisión se ha fundamentado en las lecciones aprendidas y mejores prácticas de los procesos anteriores.

Tanto en México como en muchos países latinoamericanos, las instalaciones de generación distribuida están creciendo año tras año. Estos sistemas no sólo generan un beneficio económico para sus usuarios, sino que alivian las redes de transporte, muchas veces congestionadas. No obstante, en muchos países una barrera para avanzar con este tipo de proyectos es el acceso al financiamiento.

Para dar respuesta a esta coyuntura, Enlight, una empresa con 12 años de trayectoria y con un gran volumen de potencia solar instalada en Generación Distribuida, presentó su nuevo vehículo de financiamiento para proyectos fotovoltaicos dirigidos a autoconsumo y almacenamiento de energía, llamado Net Zero Fund, enfocado principalmente al sector industrial.

En una entrevista con Energía Estratégica, Oscar García, Chief Growth Officer, de la firma, destaca: “Queremos impulsar fuertemente la transición energética a nivel regional con un fondo de financiamiento que tiene un valor de 50 millones de dólares en esta primera etapa”.

Los esquemas de operación del Fondo de Inversión

García destaca dos líneas a las que se enfoca el fondo. Por un lado, para los proyectos fotovoltaicos en generación distribuida (hasta 499 kW de capacidad, según la legislación) es a través de un Power Purchase Agreement (PPA) Onsite: acuerdo de compraventa de energía a largo plazo entre un productor de energía renovable y un consumidor.

Esto significa que el cliente no comprará el sistema fotovoltaico instalado en su inmueble, sino la energía solar que este genera. Es al final del contrato cuando el sistema puede pasar a ser propiedad de la empresa. 

García asegura que este acuerdo con Enlight permite al usuario un ahorro de hasta el 30% en la factura eléctrica sin inversión inicial, gracias a la energía que la empresa autoconsume y adquiere a un precio inferior a la que paga de la red eléctrica.

Por otra parte, el segundo esquema, como parte del impulso a los sistemas de almacenamiento de energía, es Storage as a Service (SaaS).

El referente de Enlight explica que las industrias que operan con tarifa horaria podrán captar, almacenar y consumir eficientemente la energía sin una inversión inicial, mientras obtienen ahorros en su factura eléctrica de hasta el 15% con un contrato de servicio para reducir picos de demanda y realizar desplazamiento de carga.

A la par, las industrias tienen la posibilidad de pagar un servicio de almacenamiento en el cual existe un respaldo de energía ante intermitencias en la red, sin importar su tarifa de operación. Con esto, se asegura la continuidad operativa, y se evitan costos operativos asociados a mermas, equipos dañados u horas no productivas debido al respaldo proporcionado por la energía de los BESS (Battery Energy Storage Systems).

La agresiva amortización de los equipos

De esta forma, Enlight- que ya cuenta con 20 MWh de capacidad de almacenamiento instalados y 36 MWh más en construcción-, apuesta por un mercado mexicano tecnológico, sustentable y encaminado hacia la electrificación económica.

El consumidor industrial podrá comenzar a ahorrar en los costos de la electricidad desde el inicio del contrato y a coste cero, ya que el proyecto será financiado por el fondo de financiamiento y Enlight será el responsable de la instalación del sistema y de su operación y mantenimiento (O&M) durante el plazo del contrato.

En concreto, al calcular la amortización de los equipos comprados por los usuarios, García, aclaró: “Son retornos de inversión bastante agresivos de entre tres y cuatro años. Y son equipos que tienen una vida útil de mínimo 25 años. Entonces regresan tu inversión en tres años y todo lo demás es ahorro”.

Las exigencias del marco regulatorio

Desde el sector aseguran que los últimos tres años han sido turbulentos ya que se han establecido reglas del juego más estrictas a la hora de controlar la calidad de las instalaciones.

Con esta medida, se busca garantizar que todas las empresas proveedoras del servicio cumplan con mínimos requisitos de instalaciones y los límites de potencia (500 KW pico en corriente alterna).

De todas formas, la generación distribuida creció exponencialmente, valora García. Según el análisis del Programa para el Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN), podría darse un crecimiento estable y fuerte de un 500% a finales del 2036.

“En un escenario reservado, la capacidad instalada actualmente es de alrededor de 2,5 GW pico y para 2036 se estima que llegarán a los 11 GW. Siendo más optimistas, llegaría a 16 GW. Entonces, hay un crecimiento estable a nivel regulatorio con un fuerte impulso para la generación distribuida en el país”, comentó el empresario.

La gran apuesta de Enlight

En el marco del crecimiento vertiginoso que ha tenido el mercado, la empresa apuesta a seguir incrementando el escenario actual en los próximos años.

La generación y uso de energía eléctrica a partir de fuentes renovables representan una solución viable para contrarrestar las emisiones mundiales de dióxido de carbono relacionadas con la energía, las cuales alcanzaron su nivel más alto en 2021 al aumentar un 6%, hasta alcanzar las 36,300 millones de toneladas, según la Agencia Internacional de Energía (AIE). 

Los esquemas de financiamiento que ofrece Net Zero Fund para los sistemas de paneles solares y el almacenamiento de energía son una solución que permitirá que las grandes industrias puedan generar y almacenar su propia electricidad, aprovechando la energía solar.

En esta línea, Oscar García, enfatizó: “Siempre tratamos de estar a la cabeza de esta transición energética. Somos una empresa bastante sólida y queremos seguir siéndolo, acompañando a los clientes en el cambio hacia las renovables”.

“Con las tecnologías limpias, la industria al final gana, porque se fortalecen los procesos y servicios de las empresas y se genera más competitividad”, agregó.

Cabe destacar que, si bien el 90% de las instalaciones de la corporación se encuentran en México, tienen una fuerte presencia en Chile. Además, han sido elegidos por clientes multinacionales en Perú, Panamá y Costa Rica, entre otros. En total, cuenta con más de 8 mil clientes a nivel global.

La provincia de Misiones avanza con su Programa de Inserción de Energías Renovables, a la par que aguarda respuesta de la Secretaría de Energía de la Nación por su pasada adhesión a la ley de generación distribuida, la cual no es reconocida a nivel nacional.

Tras haber instalado 100 kits de paneles solares durante el primer año del lanzamiento de dicho plan y ya llevar alrededor de 205 sistemas en todo el territorio provincial, desde la Secretaría de Estado de Energía se plantearon nuevas para el corriente año.

“Extendimos el Programa a 300 kits y el objetivo para el 2023 es instalar otros 100 equipos fotovoltaicos. Las licitaciones para la adquisición de los equipos estarían saliendo a finales de febrero y con las instalaciones que ya tenemos, se produjo un ahorro anual estimado es de 44000 litros de combustible y 118 toneladas de dióxido de carbono”, detalló Paolo Quintana, ministro de Energía de Misiones, en conversación con Energía Estratégica.

“Es un logro avanzar en ese programa, donde trabajamos con los centros de atención primaria de salud, destacamentos policiales, comunidades aborígenes, personas con vulnerabilidad energética y pequeños productores rurales”, agregó.

Asimismo, cabe recordar que Misiones prepara nuevas licitaciones para instalar más parques renovables, considerando que ya tiene 52 MW solares en construcción y otros 12 MW de proyectos en etapa de pre – pliego, para los cuales se planean convocatorias a partir del próximo mes y continuar de forma escalonada durante el transcurso del año.

Mientras que por el lado de la biomasa, cuenta con varios emprendimientos de 3 MW por parte del sector privado y, el gobierno provincial se encuentra en etapa de análisis para realizar dos parques de 15 a 20 MW de capacidad cada uno.

Estado de la generación distribuida
Misiones cuenta con su propia Ley XVI – N.º 118 referida al balance neto, micro generadores residenciales, industriales o productivos, que data del año 2016, es decir, previa a la sanción de la Ley ° 27424.
Por lo que una vez que se reglamentó el régimen de fomento a la generación distribuida, la provincia adhirió “de manera supletoria y no integral”, aunque muy similar a la normativa nacional, con ciertas particularidades en los aspectos jurisdiccionales o fiscales – económicos.

“Luego salió la aclaración de que en la adhesión era recomendable la derogación de toda la reglamentación preexistente y, por ende, quedamos en ese gris. Pero en base a eso, el estado nacional considera que no adherimos, siendo que sí lo estamos”, explicó Quintana.

“Desde el 2020 solicitamos a Nación que lo contemplen y que nos digan el por qué de la negativa, pero hasta el momento no tuvimos respuesta cuando, en su lugar, podríamos trabajar en la provincia para ingresar a la ley N° 27424”, continuó.

El 15 y 16 de febrero en Ciudad de Panamá, LONGi participó como patrocinador oro en la cuarta edición de Renpower América Central & el Caribe, donde se evaluaron las medidas y estrategias que continúan catalizando la transición energética de este bloque de países.

Dos días, ocho sesiones, más de 12 horas de contenido y aproximadamente 20 ponentes expertos para informar y debatir sobre el desarrollo de las energías renovables, así se vivió el evento organizado por Euroconvention Global.

Durante la sesión, Antonio Morales, Sr. Sales Manager Utility México, Centroamérica y Caribe de LONGi Solar, expuso en el panel «Ejecución de proyectos renovables en Centroamérica y el Caribe – Tecnologías innovadoras y O&M», donde destacó por qué LONGi es un referente en I+D para el sector fotovoltaico, con productos de ultra alta eficiencia que se adaptan a las necesidades de los clientes y que no tienen paragón en el mercado.

LONGi, líder mundial en la fabricación de módulos y celdas fotovoltaicas monocristalinas, refrenda su compromiso con el desarrollo energético de la región, aportando su tecnología y conocimiento para alcanzar la equidad energética global.

Sobre LONGi

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

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

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

Vestas, líder mundial en diseño, fabricación, venta, instalación y mantenimiento de turbinas eólicas, tiene indicadores optimistas, sobre todo comparados con datos de la industria, acerca de la participación femenina en la industria.

Estudios recientes de la Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA) señalan que las mujeres representan solo el 32 % de la mano de obra mundial en el sector de la energía renovable y el 21 % en la eólica.

Cuando se trata de roles en ciencia, tecnología, ingeniería y matemáticas (STEM por sus siglas en inglés), estos números son aún más bajos: 28% y 14%, respectivamente.

Se estima que, solo uno de cada cinco cargos de liderazgo en el sector de la energía está ocupado por mujeres, según el World Economic Forum’s Global Gender Gap Report 2022. Y esta data corresponde a 14 años de aumentos anuales consecutivos, según la Agencia Internacional de la Energía (IEA) sobre la diferencia de género.

En Argentina

Este 11 de febrero se celebró el Día Internacional de las Mujeres y las Niñas en las Ciencias. Y como resultado de su movimiento integrativo, Vestas alcanzó la cifra de 13% de mujeres ocupando cargos de liderazgo en Argentina, superando la meta global del grupo para 2025.

Vestas ha realizado una serie de acciones para promover la cultura de la diversidad y educación en la compañía, que va desde el proceso selectivo, hasta el día a día operacional. Recientemente, junto con EDP Renováveis, la empresa realizó en Brasil (Rio Grande do Norte) el primer programa de calificación profesional. La iniciativa, llamada «Keep it Local», en colaboración con el SENAI de la región, formó a 25 personas- de esas, más de la mitad son mujeres- para poder operar y mantener parques eólicos.

«La falta de diversidad es una cuestión estructural del mercado laboral. Y en América Latina tenemos diferentes culturas, lo que crea más barreras. Vestas ha trabajado de forma revolucionaria en ese aspecto, pues la necesidad y la importancia de la inclusión no están solo en el papel, sino que permean acciones constantes del liderazgo», señaló Amanda Figueiredo da Silva, Head de Construcción en Brasil.

El pasado 2 de febrero hubo un evento muy importante en Puerto Peñasco en el marco de la presentación del Plan Sonora, que integrará la planta de energía solar más grande de América Latina.

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

Se trata de la promesa de una serie de megaproyectos que generarían potencialmente riqueza y desarrollo en una era de transición hacia las energías renovables.

En su etapa final tendrá una superficie de 2 mil hectáreas y una capacidad de 1 GW, en cumplimiento de los compromisos de México para combatir el cambio climático.

Sin embargo, la Doctora Guadalupe Correa, profesora de George Mason University expresa su preocupación por las implicancias que puede traerle a México esta mega obra, en diálogo con “La Octava”: “Son muchos los recursos que se necesitan para la inversión de varios proyectos en el marco del Plan Sonora y tenemos muy poca información”. 

“No tenemos un claro estudio de impacto ambiental, ni un análisis costo beneficio que nos permita evaluar el gasto versus lo que va a dejarle a la sociedad mexicana y en particular a las comunidades de Sonora”, agrega. 

Los objetivos del megaproyecto planteados por la CFE

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

La millonaria inversión que endeudaría a México

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

En efecto, el Gobierno anunció que será en los próximos meses el principal generador de las nuevas iniciativas de electromovilidad en el país. 

Según la especialista, se trata de una cantidad de dinero muy importante para el país pero que no tiene la tecnología necesaria para llevarlo adelante. 

“Es un tema muy delicado y complejo. Al no tener los recursos el país tiene que recurrir a deuda. Endeudarnos siempre nos coloca en una situación de mucha vulnerabilidad con economías como la de Canadá o los Estados Unidos”, advierte

“México podría quedarse endeudado en un mercado muy riesgoso. El mercado de las energías renovables hoy por hoy potencialmente es muy importante pero no sabemos realmente a mediano plazo qué es lo que va a pasar”, añade. 

Además, a la letrada le preocupa la electricidad que se requiere para operar esta planta y asegura que el plan deja más dudas que certezas. “Se nos prometen empleos, una integración en las cadenas de suministros, mayor profesionalización de los jóvenes y mayor acceso a tecnología sin anticipar cuál será el costo”, enfatiza.

En este sentido, argumenta: “¿Esto realmente le va a hacer bien a la población o solamente a una élite de políticos y de empresarios mexicanos que negocian con potencias como Canadá y Estados Unidos? Queremos conocer los problemas de medio ambiente e inestabilidad social que traerá el proyecto”.

Tal y como lo anunció el Gobierno mexicano con “bombos y platillos”, se inaugurará la primera planta fotovoltaica en conjuntar energía solar y un sistema de almacenamiento de energía en baterías de 192 MW. 

También, contará con 4 subestaciones eléctricas y 648 km circuito de 5 líneas de transmisión aéreas. Esto equivale a tener como beneficio 2278 GW hora de producción anual (500 mil hogares con suministro de energía eléctrica).

No obstante, la planta solar que se propone ser la más grande de Latinoamérica y la séptima en el mundo, integra sólo la primera parte de un proyecto inmenso en el cual se esperan muchas otras obras pero aún no está claro cuántas más, ni cómo se financiarán.

Para Correa, el plan energético considera la generación de energía solar y eólica, la producción de semiconductores, el desarrollo de la industria del gas natural licuado y la desalinización del agua (para su venta a Estados Unidos), entre otros proyectos potenciales.

Por ello, la especialista asegura que el Plan convertiría a México en maquilador de energía y otros productos nuevos (como semiconductores, baterías de litio y otras piezas para autos eléctricos). 

“También, lo transformaría en proveedor de materias primas nuevas y recursos estratégicos, como el litio, las tierras raras y fundamentalmente de agua—a través de la construcción de una desalinizadora de agua en Puerto Peñasco, Sonora”.

De esta forma, vislumbra que la desalinizadora tiene como objetivo abastecer del líquido vital a los habitantes de Arizona, principalmente a la región de Phoenix.

Además, se planea que se construya una línea de transmisión de 315 km de longitud que vaya de Puerto Peñasco a Mexicali, en un nivel de tensión de 400 kV, con vistas a una próxima interconexión eléctrica entre el sistema interconectado nacional y el sistema Baja California. 

En conclusión, la especialista enfatiza que el gran proyecto no solo endeudaría bastante a México sino que también lo haría mucho más dependiente de Estados Unidos y del Norte Global en general.

Verano Energy, empresa líder en energías renovables en Latinoamérica, está desarrollando un ambicioso proyecto en Perú, concretamente en la localidad de Majes, donde ya se ha obtenido la aprobación ambiental (DIA), arqueológica (CIRA) y su conexión de preoperabilidad, todo ello en aproximadamente 2 años.

El proyecto de 100 MW, separado en dos fases de 50 MW cada una, está actualmente a punto de entrar en su concesión final de generación y transmisión de energía.

Se estima que la construcción comenzará en 2024, con la participación de aproximadamente 150 personas en la construcción y 8 personas en seguridad y mantenimiento, y como en todos los proyectos de Verano, con preferencia de puestos de trabajo para la población local.

Si todo va según lo previsto, a mediados de 2025 estará en su primera fase de funcionamiento, generando 120 GWh al año, equivalentes al consumo anual de 100.000 hogares.

«Estamos muy contentos porque es la primera aprobación de impacto ambiental que tenemos en Perú. Ahora estamos trabajando en los últimos permisos menores y buscando un PPA (Power Purchase Agreement) para avanzar con la construcción», dijo Dylan Rudney, CEO de Verano Energy.

Por otro lado, añadió Dylan Rudney, «cuando el proyecto esté operativo, generará tecnología 100% verde y no contaminante. También creará puestos de trabajo estables, tanto directos como indirectos, durante la fase de construcción y los 30 años de funcionamiento».

El socio inversor de este gran proyecto es Yinson Renewables, una empresa que forma parte del grupo Yinson Holding Berhad -compañía de infraestructuras y tecnología energética, que se creó en 2019 para convertirse en uno de los principales IPP de energías renovables de todo el mundo-.

«Es una gran noticia que hayamos alcanzado este hito clave para el proyecto», dijo Gareth Swales, Vicepresidente Senior de Yinson Renewables. «Ahora esperamos avanzar hacia las siguientes fases de ejecución del proyecto», añadió.

Fundada en 2012, Verano Energy cuenta con una amplia experiencia en diversos aspectos del desarrollo de proyectos renovables en América Latina, incluyendo el diseño, la financiación, la construcción y la gestión de activos. En los últimos años, la compañía también ha adquirido proyectos solares para aumentar su cartera.

De esta manera, el proyecto Majes en Perú se suma a un centenar de iniciativas similares en otras partes de Perú, Chile, Colombia y Argentina, que buscan aumentar la generación de energías renovables y así sumar acciones más amigables con el planeta.

La Conferencia Internacional de Energías Renovables en España (SPIREC) y la Feria Internacional de Energía y Medio Ambiente, GENERA 2023, convertirán a Madrid en la capital mundial de las energías renovables, con la participación de representantes gubernamentales, empresariales, académicos, expertos en el desarrollo internacional de las energías renovables.

Del 20 al 23 de febrero, el Recinto Ferial IFEMA MADRID albergará ambas citas, con una amplia programación de conferencias, mesas redondas y jornadas técnicas para debatir sobre las mejores políticas públicas, iniciativas privadas y experiencias de impulso a las energías renovables en todos los niveles, así como áreas de exposición y networking para profesionales.

La celebración de ambas convocatorias se da en un momento en que España se sitúa en el octavo puesto de los países con mayor atractivo inversor en energías renovables, según un informe de Renewable Energy Country Attractiveness Index.

En tanto, el Informe sobre la Situación Mundial de las Energías Renovables 2022 (GSR2022), elaborado por REN21, resalta que en los últimos dos años ha batido además récords de nueva instalación solar y más que duplicado las cifras de autoconsumo.

GENERA 2023, organizada por IFEMA MADRID, con el apoyo del Ministerio para la Transición

Ecológica y el Reto Demográfico, a través del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), presenta este año un vigoroso crecimiento de todos sus parámetros congregando a 385 expositores directos, de 21 países, a lo largo de 18.000 m2. de exposición.

GENERA se completa su la celebración de un programa de Jornadas Técnicas, que reunirá a expertos del sector para analizar y debatir sobre cuestiones tan relevantes como la transición energética y nuevos modelos a partir de las comunidades energéticas; el almacenamiento energético; el hidrógeno verde; autoconsumo, y los procesos de descarbonización en el sector.

La feria también acoge una serie de sesiones informativas y presentaciones de producto enmarcadas en FORO GENERA que abordarán nuevos desarrollos industriales, tecnológicos, y esquemas de financiación, entre otras propuestas. A ello se suma el FORO GENERA SOLAR, organizado junto a la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) que pondrá el foco en la descarbonización en el ámbito rural, y en el impulso de energías renovables en el contexto de inflación creciente, y otros temas.

SPIREC, una oportunidad para el fomento de energías renovables en todos los niveles

Bajo el lema «Renovables para las personas», la Conferencia Internacional de Energías Renovables en España (SPIREC) se celebrará del 20 al 23 de febrero en IFEMA MADRID y atraerá a más de mil visitantes y a unos 125 ponentes. La Conferencia comenzará con una ceremonia inaugural de primer nivel con la presencia del presidente del Gobierno, Pedro Sánchez; la vicepresidenta y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Teresa Ribera. Además participarán en el acto,  la comisaria europea de Energía, Kadri Simson, el director general de IRENA, Francesco La Camera, o Achim Steiner, administrador del Programa de Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), entre otras personalidades. El programa incluirá 25 sesiones paralelas repartidas en 5 bloques temáticos:

Entre los principales participantes en SPIREC figuran representantes de los gobiernos de Australia, Rumanía, Países Bajos, Uruguay y Zimbabue, la Comisión Europea, el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), la Organización de las Naciones Unidas para el Desarrollo Industrial (ONUDI), la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), The Clean Energy Council y otras importantes organizaciones como New Energy Nexus y Vestas.

Bloque 1 – Suministro estable de energía, seguridad energética y autonomía con energías renovables. Este bloque abarcará temas como la seguridad del abastecimiento energético en el suministro de materiales y tecnología, el desarrollo de infraestructuras y el fortalecimiento de las cadenas de suministro mundiales, regionales y locales.

Bloque 2 – Renovables: satisfacer la demanda energética en todos los sectores. Analizará cómo satisfacer la creciente demanda de energía en sectores no energéticos como la construcción, la industria, el transporte y la agricultura, así como las alternativas disponibles en combustibles.

Bloque 3 – Aprovechar la oportunidad: construir una nueva economía con energías renovables. Abordará la necesidad de impulsar avances industriales para acelerar la implantación de energías renovables.

Bloque 4 – Las personas en el centro: las energías renovables en el corazón de la sociedad. En este bloque se estudiará las formas de inspirar y generar confianza para que la transición energética sea algo factible para todos.

Bloque 5 – Innovación para acelerar y extender las energías renovables. Analizará maneras innovadoras de impulsar una transformación estructural en los procesos intelectuales, los modelos empresariales y soluciones creativas para una rápida expansión de las energías renovables.

Inteligente Artificial

La Conferencia también acogerá más de 20 actos organizados por instituciones y colectivos vinculados. Presentará un novedoso espacio llamado “Área de futuro” donde se utilizará la inteligencia artificial para despertar la imaginación de los asistentes, ofreciéndoles la posibilidad de trasladar a imágenes de forma inmediata su visión sobre un futuro en el que predominan las energías renovables.

La serie de Conferencias Internacionales de Energía Renovable (IREC) se organiza de forma bienal en varios países del mundo. La primera de ellas tuvo lugar en Bonn (Alemania) en 2004 y, desde entonces, miembros de gobiernos, la sociedad civil y el mundo empresarial de todo el mundo se reúnen periódicamente para debatir y aprender los unos de los otros, con el objetivo de impulsar una implantación rápida de las energías renovables.

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Enel Green Power, línea de negocio de Enel Colombia, instaló el primer panel solar de Guayepo I y II, el parque fotovoltaico en construcción más grande del país.

Con un avance de más del 28%, el proyecto tendrá una potencia instalada de 486,7 megavatios (MWdc), gracias a los más de 820.600 paneles que estarán distribuidos en 69 subcampos y un terreno de más de 1.110 hectáreas en Ponedera y Sabanalarga, en el departamento del Atlántico.

El panel instalado tiene una dimensión de 217 centímetros de largo, 130 centímetros de ancho y 3.5 centímetros de espesor, además de una capacidad individual de 595 vatios (W).

Igualmente, cuenta con tecnología de punta; es bifacial, lo que le posibilita absorber energía por ambas caras, y está ubicado sobre un sistema automático de estructuras metálicas, denominado tracker, que le permite girar y orientarse con el movimiento del sol para capturar sus rayos durante todo el día y optimizar así el proceso de generación de energía.

Según Eugenio Calderón, gerente de Enel Green Power Colombia y Centroamérica, “cada paso que damos en la construcción de nuestro parque solar Guayepo I y II significa una apuesta al desarrollo del Atlántico, pues generaremos más de 1.500 empleos locales durante el pico constructivo del proyecto.

Además, representa un aporte significativo para el proceso de descarbonización y transición energética que vive el país, considerando que este es el parque solar en construcción más grande de Colombia y que a través de él evitaremos la emisión de más de un millón de toneladas de CO2 al año”.

Otros avances presentados a la fecha

Enel Green Power también inició recientemente las actividades constructivas de la Subestación Elevadora Martillo, que tendrá un tamaño de 1,4 hectáreas y que recibe el mismo nombre del corregimiento en el que está ubicada. Aquí se instalarán los dos transformadores que tienen la función de recibir la energía eléctrica generada por los paneles solares.

De manera simultánea, comenzó la adecuación de la línea de alta tensión de 500 kilovoltios y una longitud de 10 km de tramo aéreo. Esta estará conformada por dos pórticos y 27 torres, que pasarán por La Retirada, Cascajal y el barrio Cascajalito en Sabanalarga.

Cabe destacar que la construcción de esta infraestructura es de gran relevancia para garantizar el funcionamiento del parque solar, pues a través de la línea de alta tensión se transportará la energía producida en el parque hasta la subestación eléctrica de interconexión, para que la energía pueda ser inyectada al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

En el marco del proceso de descarbonización de la matriz energética nacional y buscando disminuir el riesgo de pérdida de energías renovables ante la falta de capacidad instalada de transmisión que se observa en el país, la empresa de transmisión eléctrica Transelec realizó importantes obras de ampliación y mejoramiento en la línea de 220 kV Tineo – Puerto Montt y sus subestaciones, en la Región de Los Lagos.

Este proyecto toma especial relevancia ante el aumento de participación de las energías renovables no convencionales (ERNC) en los últimos años, las que llegaron a más del 40% de la capacidad instalada en febrero de 2023 en el país. Sin embargo, parte de esa energía se pierde por no contar con infraestructura suficiente para su transporte o almacenamiento, problema conocido como vertimiento. En 2022 se dejaron de utilizar del orden de los 1.400 GWh, es decir, tres veces más de lo que se perdió en 2021.

Ante estos desafíos, Transelec se encuentra trabajando en soluciones de corto, mediano y largo plazo, para dotar de mayor capacidad a la infraestructura de transmisión ya existente.

Una de estas soluciones son las mencionadas obras, proyecto que consistió en el cambio de casi 50 kilómetros de conductor por uno nuevo que permite transportar más energía (subió de 193 megavoltamperio (MVA) a cerca de 420 MVA, medidos bajo altas condiciones de temperatura).

Así lo explicó Marcelo Concha, jefe de proyectos de Transelec: “Esta ampliación nos abre la puerta a más energías renovables no convencionales. En la Región de Los Lagos, particularmente, se están construyendo bastantes parques eólicos y la inyección de esas energías van a pasar por esta línea de transmisión”.

Las obras también consideraron el reemplazo de los transformadores de corriente en la instalación de Puerto Montt y de todo el equipamiento primario en las dos subestaciones que abarca este proyecto, realizado entre las comunas de Llanquihue y Puerto Montt, para adaptar los recintos a la nueva capacidad del tramo.

“Este tipo de avances para el sistema eléctrico refleja nuestro compromiso con la transición energética en la zona y el país y se suma a otras medidas proactivas, como el uso de metodologías inteligentes que permiten también aumentar la capacidad de las líneas existentes, a proyectos de mediano plazo como es la incorporación de sistemas de almacenamiento y, como siempre la generación de propuestas pensando en el desarrollo del sistema eléctrico como conjunto”, explicó Marcelo Concha.

Cabe destacar que las labores de reforzamiento en Tineo – Puerto Montt tuvieron la mínima intervención de los trabajos en las estructuras y cimientos de la línea existente y se mantuvo siempre uno de los circuitos en servicio, es decir, sin desconexión de suministro. Además, todas estas obras de ampliación del sistema de transmisión en Los Lagos quedaron en servicio de manera anticipada ocho meses antes de lo planificado.

Transmisión: la llave de la transición energética

Transelec, como la principal empresa de transporte de energía de Chile, puso en marcha la campaña comunicacional “Somos la llave para la transición energética en Chile”, con la que busca informar y concientizar a la ciudadanía respecto del proceso de descarbonización de la matriz energética que está siendo impulsada a nivel país y en el cual el rol de la transmisión es fundamental para alcanzar emisiones netas cero, reforzando la importancia de las energías renovables en la mitigación de la crisis climática. Quienes deseen conocer más sobre esta iniciativa pueden visitar www.transelec.cl/descarbonizacion

La nueva edición del International Technology Roadmap for Photovoltaic (ITRPV) pronostica importantes cambios para la industria de la energía solar pasada esta década.

Si bien reconoce que la tecnología tipo-P, con celdas PERC monocristalinas, gana en cuota de mercado al día de hoy y seguirá siendo dominante al menos durante los próximos 5 años, avizora algunos cambios al 2032.

Importantes mejoras en la eficiencia de tecnologías de tipo N, las TOPCon (Tunnel Oxidation Passivated Contacts) y HJT (Heterojunction Technology) se posicionarían como las favoritas al poco tiempo, llegando a conquistar más del 50% del mercado.

¿Estamos ante una nueva era de módulos? Si bien tecnologías como la heterounión o HJT basada en la celda dopada de tipo N tendrían unos cincuenta años, ITRPV destaca que ya se están desarrollando módulos con HJT de mayor potencia y con eficiencias que aumentarán del 22% actual hasta un 24% en los próximos 10 años, lo que los llevarían a ganar por sí mismos una cuota de mercado de alrededor del 10 % después de 2024 y cerca del 20 % para 2032.

¿Qué módulos están más expuestos a pérdidas por degradación? ¿Qué porcentajes de eficiencia mínimos se recomiendan? ¿Veremos con mayor frecuencia módulos bifaciales? Estos y otros temas serán abordados durante un nuevo webinar denominado HYPER-ION: la nueva era de módulos con HJT de Risen Energy.

Participarán como destacadas disertantes Vanderleia Ferraz, gerente de productos en Risen Energy, y Aura Rearte, especialista en energías renovables.

El video podrá verse en vivo en las cuentas de YouTube y LinkedIn de Energía Estratégica a partir del miércoles 15 de febrero del 2023 a partir de las 10 am de Colombia, 11 am de República Dominicana y 12 pm de Chile.

Tanto la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) como la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) están realizado un trabajo titánico en el proceso de saneamiento del sistema eléctrico, tras la publicación de la Resolución 075.

“Hasta el momento hemos visto como positivos todos los cambios que se estuvieron dando”, opina Ximena Cifuentes Salazar, especialista en regulación de Óptima Consultores.

En diálogo con Energía Estratégica, la especialista valora que se han hecho ajustes “en línea con lo que los promotores y los inversionistas han comentado”.

Sin embargo, ahora resta que se den dos hitos clave en todo este proceso. Por un lado, que antes del 28 de este mes se emitan los conceptos de conexión para los proyectos que se han presentado para obtener un lugar en la red eléctrica.

Cabe recordar que se habían presentado 60 GW renovables y que se podrán adjudicar menos de 10 GW: como máximo una sexta parte de ellos. No obstante, hay incertidumbres acerca de si la UPME volverá a postergar esta fecha límite, tal como ocurrió en diciembre pasado, cuya fecha tope era el 31 de diciembre y se aplazó el proceso por dos meses más.

Para Cifuentes “no hay señales de que lo vayan a cambiar”. La especialista espera que esta vez se emitan los conceptos de conexión, de lo contrario “eso afecta a los inversionistas, que están a la expectativa y tienen estancado su cronograma esperando definiciones; y también para los que luego van a solicitar conexión, para saber si donde están interesados hay capacidad o no”.

Pero la consultora aclara que este hito del 28 de febrero debería ir acompañado de otro, que está necesariamente encadenado: la postergación de la fecha del 31 de marzo para la recepción de solicitudes para el 2023, que “aún no se ha movido”.

“Es indispensable que se otorgue un plazo más, porque es solo un mes desde la emisión de los conceptos de conexión”, razona.

¿Qué quiere decir esto? Cifuentes explica que lo que ocurra el 28 de febrero con las asignaciones de proyectos repercutirá luego en la presentación de emprendimientos del 2023, ya que se terminará por saber dónde habrá capacidad de conexión y reestructurar los expedientes en virtud de esa oferta.

Indica: “Los estudios de conexión normalmente se realizan en plazos superiores a un mes. Además se necesita saber qué se asignó para ir con una certeza mayor del punto donde tú estás solicitando conexión. Si no es probable que presentes un proyecto en un punto donde ya no haya capacidad”.

Por tanto, la industria espera que en los próximos días la CREG emita un nuevo cronograma para mover la fecha del 31 de marzo. Para la jefa de regulaciones de Óptima Consultores debería extenderse por lo menos dos meses más esta fecha: hasta fines de mayo.

¿Qué esperar para la cohorte 2023?

Cabe recordar que estos más de 9 GW –y menos de 10 GW- que se están poniendo en juego este año corresponden a la convocatoria de asignación de capacidad del 2022.

¿Qué disponibilidad quedaría para el ciclo 2023? Por un lado, lo que termine por no asignarse el 28 de febrero. Por otro, “recordemos que ya salió un proyecto de resolución para aprobar el plan de expansión donde podría haber zonas donde se abra espacio para más capacidad, aunque sería fechas de puesta en operación superiores al 2024, de acuerdo al cronograma oficial”, observa Cifuentes.

Otro punto importante que destaca la especialista tiene que ver con proyectos a menor escala para la cohorte 2023: “Es muy probable que muchos se vayan a Sistemas de Distribución Local (SDL) donde es probable que se encuentre un poco más de espacio –proyectos de hasta 20 MW-; aunque no deja de ser incierto qué sucederá”.

Apetito inversor

Finalmente, consultada sobre las expectativas que están depositando las empresas tanto nacionales como internacionales por las renovables en Colombia, Cifuentes es categórica: “El interés está y se nota, sobre todo con los 60 GW que presentaron solicitud el año pasado”.

“Se esperaría que los inversionistas sigan buscando y que la resolución se torne más flexible para que los proyectos no sólo reciban la asignación sino que se puedan conectar al sistema”, se esperanza la joven especialista.

La Feria Internacional de Energía y Medio Ambiente, GENERA 2023, celebra los próximos 21 al 23 de febrero una potente y estratégica edición, alineada con el protagonismo de nuestro país como uno de los principales actores en el desarrollo de energías renovables a nivel mundial.

Organizada por IFEMA MADRID, con el apoyo del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, a través del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía, IDAE, GENERA 2023 presenta este año un vigoroso crecimiento de todos sus parámetros congregando a 385 expositores directos, de 21 países, a lo largo de 18.000 m2. de exposición.

Con estos excelentes datos, GENERA llega a sus mejores cifras dibujando la línea de crecimiento ininterrumpida desde 2018. En cifras, la participación total en GENERA (nacional + internacional) crece en un 45% respecto a 2022 y aún es más significativo el aumento de la superficie expositiva que en esta ocasión se extendió a lo largo de dos pabellones (8 y 10) incrementando la ocupación en un 70%.

Tras alcanzar una alianza con IFEMA, Energía Estratégica España estará presente en la feria internacional de renovables más importante con un stand exclusivo que estará equipado con cámaras para realizar entrevistas audiovisuales.

Energía Estratégica España forma parte del grupo Energía Estratégica, portal líder en energías renovables de Latinoamérica, y brinda cobertura específica para la Península Ibérica.

Actualmente es el portal de noticias con mayor producción de contenido propio sobre España en energías renovables.

No sólo publica artículos diarios sino que además cuenta con contenido audiovisual exclusivo, realizando entrevistas en su ciclo denominado ‘Protagonistas’ –la última realizada a EDP sobre hidrógeno y próximamente a LevelTen-; webinars –el último con JA Solar– y eventos virtuales: el último realizado el pasado 8 (enfocado a España) y 9 (para Europa –en inglés-) de febrero, bajo su sello Future Energy Summit (FES), en alianza con Invest In Europe.

Como hito, el próximo 4 de julio FES realizará su primer evento físico en Madrid, donde participarán expositores de primer nivel y se propiciarán espacios para networking.

La Secretaria Nacional de Energía (SNE) comunicó que la próxima reunión del Consejo Nacional de Transición Energética (CONTE) será este jueves 16 de febrero del 2023 a las 10:00 am.

“El objetivo de la reunión es reportar los avances de la transición energética del país en los últimos 5 meses”, introdujo la SNE mediante un comunicado.

Ahora bien, como los miembros actuales del CONTE representantes del sector privado y academia ya han cumplido sus dos años en actividad, se requiere renovar la nómina con nuevos postulantes no gubernamentales.

Es por ello que, en el marco de la reunión de esta semana, también se despedirá al primer grupo de miembros, quienes han colaborado en el CONTE para la implementación de la Agenda de Transición Energética del país y luego se convocará a nuevos miembros.

Al respecto, es preciso recordar que el pasado 2 de febrero de 2023 fue publicada en Gaceta Oficial la Resolución No. MIPRE-2023- 0004167, por medio de la cual se oficializa la apertura del segundo periodo de postulación para los nuevos representantes del sector privado y académico ante el Consejo Nacional de Transición Energética (CONTE).

SNE llama a gremios y sectores privados a postular nuevos miembros para el CONTE

¿Qué temas deberán tratar? En síntesis, aquellos contemplados en los Lineamientos Estratégicos de la Agenda de Transición Energética 2020-2030 como ser Acceso Universal, Generación Distribuida, Eficiencia Energética, Movilidad Eléctrica, Innovación del SIN e Hidrógeno Verde.

Otros temas que podrían ponerse sobre la mesa serán nuevas licitaciones de energía a largo plazo, la figura de un comercializador independiente, fondos para nuevos proyectos de generación distribuida, autoconsumo virtual y pilotos de hidrógeno verde.

Esos y otros debates deberán darse alineados al cumplimiento del objetivo de la Agenda 2030 destinado a “incrementar la cuota de energías renovables” a pesar de que implique grandes retos en todos los elementos de la matriz energética: generación, transporte, distribución y consumidores.

Es por ello que desde Energía Estratégica animamos a que asociaciones civiles y cámaras empresarias del sector energético renovable presenten ternas con sus candidatos más representativos que coincidan con los criterios de selección citados en la web de la SNE.

A partir de allí, participar es muy sencillo. Sólo es preciso enviar una nota a la SNE al correo: infoenergia@energia.gob.pa, incluyendo la hoja de vida de los candidatos y las razones por las cuales desean participar como representantes del CONTE.

A lo largo de sus 17 años en EPE, Ángela se ha desempeñado en diferentes áreas. Ingresó a EPE como Asesora en agosto de 2005, en la denominada plantilla inicial de EPE. Posteriormente, fue admitida mediante concurso público como Analista de Investigación en Energía en agosto de 2010 y en febrero de 2014 fue nombrada Superintendente Adjunta de la Superintendencia de Planificación de Generación. En enero de 2017 fue asignada a la Presidencia, actuando inicialmente como Asesora de la Presidencia, y en mayo de 2019 como Jefa de Gabinete de la Presidencia. Desde mayo de 2020 es Directora de Gestión Corporativa y TI de EPE. 

En EPE, Angela también coordinó y desarrolló varios estudios de planificación de generación. Coordinó el grupo de metodología para la validación de los modelos computacionales utilizados para la planificación y programación del sistema eléctrico (CPAMP) y tuvo una importante participación en la dinámica de las subastas de energía nueva desde 2005.

Previo a la EPE, fue ingeniera de la Gerencia de Planificación de la Operación del Operador del Sistema Eléctrico Nacional – ONS de 2001 a 2005 y de 1997 a 2001 y fue Investigadora Contratada, Becaria de Maestría y Pasante del Programa de Estudios Energéticos de la Energy Research Centro Eléctrico de Eletrobras – CEPEL.

Ángela es Licenciada en Ingeniería Civil por la UFRJ, Maestría y Doctorado en Ingeniería Civil con especialización en recursos hídricos y medio ambiente por la COPPE/UFRJ. Realizó un doctorado sándwich en la Universidad de Harvard en el Programa de Sostenibilidad de la Escuela de Gobierno Kennedy de Harvard, habiendo sido becaria Fulbright/CAPES en el mismo período y continuó como investigadora asociada en la misma Universidad hasta 2016. Hasta marzo de 2020, Angela también se desempeñó como consultor técnico de la Universidad de Florida en una red interdisciplinaria que estudia las represas amazónicas.

Ángela es la primera mujer en asumir la presidencia y permanecerá en el cargo hasta que el nuevo presidente tome posesión por parte de la Junta Directiva, sin perjuicio de sus atribuciones como Directora de Gestión Corporativa.

Cambios en la presidencia de la EPE

Este viernes 10/02, Thiago Barral presentó una solicitud formal de renuncia al cargo de Presidente de la Empresa de Investigación Energética (EPE) al Directorio de la empresa para asumir el cargo de Secretario de Planificación y Transición Energética del Ministerio de Minas. Energía (MME), publicado en el Diario Oficial de la Federación. Empleado de carrera en EPE, Thiago Barral forma parte del equipo de la empresa desde hace 15 años, manteniéndose al frente de la presidencia de EPE durante los últimos cuatro años.

Ante la vacancia del cargo, y siguiendo los lineamientos contenidos en los Estatutos de EPE, correspondió a la Junta Directiva designar al presidente interino, quien deberá ser elegido entre los miembros actuales de la Junta Ejecutiva. Por ello, en sesión ordinaria celebrada este viernes, la Junta Directiva designó a Ángela Livino para que actúe como Presidenta Interina de la compañía, quien ocupará el cargo hasta que la Junta Directiva asuma un nuevo presidente, sin perjuicio de sus atribuciones como Directora. de Gestión Corporativa.

Al recibir la designación de un nuevo presidente de EPE por parte del MME, el Comité de Personas, Elegibilidad, Sucesión y Remuneración de EPE analizará el cumplimiento de los requisitos exigidos para el ejercicio del cargo, visando el cumplimiento de la Ley de Empresas del Estado. (Ley N° 13.303/2016).

No cabe duda de que la correcta gestión de riesgo en el ámbito de la seguridad y salud en el trabajo es clave para cualquier compañía, pero especialmente para aquellas que involucran procesos de construcción, operación y mantención de centrales generadoras.

En ese marco, la Mutual de Seguridad creó un modelo de certificación para los Comités Paritarios de Higiene y Seguridad (CPHS), el cual considera tres categorías -Bronce, Plata y Oro-, para apoyar el mejoramiento continuo de las organizaciones y asegurar el cumplimiento de los Decretos Supremos que regulan a estos comités.

Es en ese contexto que Andes Solar, empresa líder en el desarrollo y construcción de proyectos de energía renovable, obtuvo certificación Oro, posicionándose como la primera de sus características en obtener la máxima categoría en términos de seguridad y salud para sus trabajadores, demostrando el compromiso de su CPHS, clave para la detección temprana y prevención de lesiones y enfermedades de origen laboral, el cual contantemente implementa nuevos y mejores métodos para el control de riesgos tanto en las obras como en las oficinas.

Entrega de la certificación de la Mutual de Seguridad al Comité Paritario de Andes Solar junto a su gerente general, Roberto Muñoz.

Roberto Muñoz, gerente general de Andes Solar, señaló tras esta noticia que “estamos muy orgullosos con esta certificación, convirtiéndonos en la primera empresa fotovoltaica en obtener la máxima categoría en seguridad, una materia tan relevante para nuestra industria. Sin duda, este logro es resultado del gran trabajo que realiza periódicamente nuestro comité (CPHS), y a través del cual se consolida nuestra labor y compromiso con la seguridad de nuestros trabajadores”.

Ser categoría Oro en seguridad es un hito para la empresa, pero, a la vez, impone el desafío de mantener este alto estándar, ya que la certificación debe renovarse anualmente, por el periodo de validez que tiene este certificado. De igual manera, espera ser una señal positiva para que más empresas del sector se animen y se certifiquen en esta materia, aportando así a lograr una industria energética más segura para todos y todas.

Future Energy Summit, una alianza entre Energía Estratégica e Invest in Latam, vuelve a elegir a República Dominicana para albergar un nuevo megaevento para el sector de las energías renovables en Latinoamérica.

Bajo el nombre “Latam Future Energy: Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit” este encuentro abordará las últimas novedades de mercado para impulsar nuevas inversiones sostenibles en el sector energético de la región.

La cita es para este 29 y 30 de marzo en los salones de conferencias del Hotel Intercontinental Real en la ciudad de Santo Domingo. Acceda a una entrada con descuento. 

Se prevé una asistencia de más de 400 actores clave del sector público y privado de México, Centroamérica y el Caribe. Por lo que, a más de un mes del inicio de este encuentro, empresarios de toda la región ya han reservado su ingreso en la preventa de entradas.

Para acceder a este primer megaevento presencial del año 2023, todos los interesados podrán adquirir su entrada con importantes descuentos hasta el miércoles 15 de febrero.

El éxito de las ediciones anteriores de Future Energy Summit en este país motivó a que autoridades de gobierno, asociaciones, fabricantes, desarrolladores, epecistas y demás proveedores de soluciones para el subsector eléctrico también hayan querido participar como ponentes.

DESCUENTO

En esta oportunidad, apoyarán este encuentro Sungrow, Huawei Digital Power, Trina Solar, Ege Haina, JA Solar, Solis, Nordex Group, Growatt, DNV, Risen Energy, Jinko Solar, Soventix Caribbean, Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES), Asociación para el Fomento de Energías Renovables (ASOFER), Mujeres de Energía Renovable en República Dominicana (MER-RD), Cámara Costarricense de Generación Distribuida (CGD), Asociación de Generadores con Energía Renovables (AGER), Solar and Energy Storage Association of Puerto Rico (SESA) y el Centro de Exportación e Inversión de la República Dominicana (ProDominicana). 

De allí que los paneles de debate de este evento cobren aún mayor importancia al tratar temas como modelos de negocios, contratos, regulación y financiamiento para desplegar nuevos proyectos de energías renovables en la región.

Algunos de los destacados referentes empresarios que confirmaron asistencia a paneles de debate son:

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

Oliver Quintero – Key Account Manager – Sungrow

Victor Sobarzo – Senior Manager, Business Development – JA Solar

Sergio Rodríguez – Service Manager Latinoamérica – Solis

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

Eduardo Solís – Marketing Manager LATAM – Growatt

Arriban a República Dominicana referentes de Centroamérica y el Caribe al gran evento de energías renovables

Deloitte y Enel sostienen que el porcentaje de generación con base en fuentes limpias puede elevarse al 99.6% en Guatemala, con una incorporación “agresiva” de eólica y solar hasta representar el 46% de la generación total al 2030 y el 55% al 2050.

En concreto, calcularon que estas fuentes renovables variables tendrían la posibilidad de alcanzar aproximadamente 9.27 GW de potencia eólica y 9.44 GW de solar al 2050. Pero aquello requeriría acompañarlas de otras tecnologías firmes renovables y almacenamiento energético.

De allí que consideren que “la complementariedad que permite la generación hidroeléctrica y eólica, más la expectativa de incorporar la energía solar con el agregado de baterías posibilitó apuntar a una penetración agresiva de fuentes renovables no convencionales (eólicas y solares)”.

Así lo indica su reciente informe titulado “Hoja de ruta de Transición Energética en Guatemala: Un modelo energético sostenible para Guatemala al 2050” publicado en noviembre del 2022 y que actualmente se encuentra siendo socializado.

¿Estas tecnologías serían competitivas? Citando un estudio de IRENA, desde Deloitte y Enel observaron que las bajas en los costos de los componentes, así como el aumento de la eficiencia de la tecnología y los proyectos, asegurarían en buena medida su competitividad a largo plazo.

“Hacia adelante IRENA ha identificado al menos tres grandes factores que permiten proyectar una nueva reducción de costos: 1) las mejoras tecnológicas, que continúan siendo una constante en el mercado de generación de energía renovable y que irán reduciendo cada vez más los costos de instalación y aumentando el rendimiento de los equipos; 2) la adquisición en forma competitiva, que permite beneficiarse de mejores precios a medida que aumente la escala; y 3) una gran base de desarrolladores de proyectos, con experiencia internacional que busca activamente nuevos mercados”.

Ahora bien, la reducción de costos y una mayor penetración renovable no sólo dependería de la industria. Se aclara que el estudio parte de un escenario base al cual se introducen políticas de mitigación y cambios en la matriz energética orientados a optimizar los resultados y aumentar la ambición de la descarbonización en un contexto de apoyo internacional.

Recomendaciones

Para poder llevar adelante todas estas transformaciones, Deloitte y Enel recomiendan trabajar sobre algunos pilares para la maduración del subsector eléctrico en línea con el cumplimiento de los compromisos ambientales a través del Plan Nacional de Energía y Plan Nacional de Eficiencia Energética.

Tal es así que recomiendan impulsar el almacenamiento para mejorar la calidad del servicio y reducir su costo; dar lugar a técnicas de gestión de la demanda; propender a la integración energética con países limítrofes y desarrollar regulación para inversión en redes.

Además de potenciar la generación distribuida, acelerar la incorporación de medidores inteligentes, digitalizar la matriz de potencia eléctrica, promover la estructura tarifaria que impulse una respuesta activa de la demanda y buscar la integración entre distribuidoras y transmisoras de electricidad.

Así como otras recomendaciones dirigidas a la reducción de emisiones en otros sectores productivos e introducción de regulación específica para carbon pricing e hidrógeno verde.

Deloitte y Enel desarrollan una hoja de ruta para la transición energética en países de Centroamérica

El cambio climático constituye una emergencia mundial, es un problema que exige soluciones coordinadas en todos los niveles y cooperación internacional para ayudar a los países a avanzar hacia una economía con bajas emisiones de carbono. Para abordar este tema y sus impactos negativos, los líderes mundiales en la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP21), realizaron un avance significativo el 12 de diciembre de 2015 con el histórico Acuerdo de París.

Hasta la fecha 193 países más la Unión Europea han firmado esta alianza por un futuro más verde y han establecido sus objetivos de neutralidad de carbono.

Esto significa lograr la transformación energética y el desarrollo sin carbono lo antes posible, utilizando más recursos renovables, cambiando la forma en que se emplea la energía y utilizando nuevas tecnologías para reducir las emisiones. La ciencia nos dice que, a menos que reduzcamos la producción de combustible fósil en un 6 % cada año de aquí a 2030, las cosas empeorarán.

Este panorama trae consigo nuevas oportunidades y nuevos retos para las energías renovables, en los próximos 5 años, el mundo va a incorporar tanta energía renovable como en los últimos 20 años.

Conforme a datos de Renewables 2022, la última edición del informe anual de la AIE sobre el sector, se espera que la capacidad mundial de energía renovable aumente en 2 400 gigavatios (GW) durante el periodo 2022-2027, una cantidad equivalente a toda la capacidad energética de China en la actualidad.

El enorme aumento proyectado a lo largo de este lustro, es un 30% superior al crecimiento previsto hace tan sólo un año, lo que pone de manifiesto la rapidez con la que los gobiernos han dado un mayor peso político a las energías renovables.

Según el informe, las energías renovables representarán más del 90% del crecimiento mundial de la electricidad en los próximos cinco años, superando al carbón y convirtiéndose en la mayor fuente de electricidad mundial a principios de 2025.

De acuerdo con un informe de Huawei, las 10 principales tendencias de la energía digital para un futuro más verde son:

Tendencia 1: Integración FV+ESS. A medida que más energías renovables alimentan las redes eléctricas, surgen varios problemas técnicos complejos en términos de estabilidad del sistema, equilibrio de potencia y calidad de la energía. Por lo tanto, se necesita un nuevo modo de control para aumentar la capacidad de control y respuesta de la potencia activa/reactiva y mitigar activamente las fluctuaciones de frecuencia y voltaje.

Con la integración de energía fotovoltaica y Sistemas de Almacenamiento de Energía, así como la tecnología Grid Forming, podemos construir ‘Generadores FV+ESS inteligentes’ que usan control de fuente de voltaje en lugar de control de fuente de corriente, brindan un fuerte soporte de inercia, estabilización de voltaje transitorio y capacidad para manejo de fallas. Esto transformará la energía fotovoltaica de seguimiento de red a formación de red, lo que ayudará a aumentar la alimentación fotovoltaica.

Tendencia 2: Alta densidad y confiabilidad. La alta potencia y la fiabilidad de los equipos en las plantas fotovoltaicas serán la tendencia. Tomemos como ejemplo los inversores fotovoltaicos; hoy en día, la tensión de CD de los inversores aumenta de 1100 V a 1500 V.

Con la aplicación de nuevos materiales como el carburo de silicio (SiC) y el nitruro de galio (GaN), así como la integración de tecnologías digitales, electrónica de potencia y de gestión térmica, se estima que la densidad de potencia de los inversores aumentará en aproximadamente un 50 % en los próximos cinco años, y se puede mantener la alta fiabilidad.

Tendencia 3: Electrónica de potencia a nivel de módulo (MLPE). Impulsada por las políticas de la industria y los avances tecnológicos, la energía fotovoltaica distribuida ha sido testigo de un desarrollo vigoroso en los últimos años. Nos enfrentamos a desafíos tales como cómo mejorar la utilización de los recursos de los tejados, garantizar un alto rendimiento energético y la seguridad del sistema FV+ESS. Por lo tanto, una gestión más refinada es imprescindible.

Tendencia 4: Almacenamiento de energía modular. En comparación con las soluciones ESS centralizadas tradicionales, la solución Smart String ESS adopta una arquitectura distribuida y un diseño modular. Utiliza tecnologías innovadoras y gestión inteligente digital para optimizar la energía a nivel de paquete de baterías y controlar la energía a nivel de rack. Esto da como resultado una mayor descarga de energía, inversión óptima, operaciones y mantenimiento sencillos, así como seguridad y fiabilidad durante todo el ciclo de vida del ESS.

Tendencia 5: Gestión mejorada a nivel de celdas. Al igual que los sistemas fotovoltaicos que se desplazan hacia MLPE, los BESS de litio se desarrollarán hacia un nivel de gestión más reducido. Solo una gestión refinada a nivel de celda de batería puede hacer frente mejor a los problemas de eficiencia y seguridad. Actualmente, el sistema tradicional de gestión de baterías (BMS) sólo puede resumir y analizar datos limitados, y es casi imposible detectar fallos y generar alertas en la etapa inicial.

Por lo tanto, el BMS debe ser más sensible, inteligente e incluso predictivo. Esto depende de la recopilación, el cálculo y procesamiento de una gran cantidad de datos y tecnologías de IA para encontrar el modo operativo óptimo y hacer prevenciones.

Tendencia 6: Integración FV+ESS+Red. En cuanto a la generación de energía, vemos cada vez más prácticas de construcción de bases de energía limpia FV+ESS que suministran electricidad a los centros de carga a través de líneas de transmisión UHV. Con respecto alconsumo de energía, las centrales eléctricas virtuales (VPP) se vuelven cada vez más populares en muchos países.

Los VPP combinan sistemas fotovoltaicos distribuidos masivos, ESS y cargas controlables, e implementan una programación flexible para las unidades de generación de energía y las unidades de almacenamiento para lograr el recorte de picos, etc. Por lo tanto, construir un sistema de energía estable que integre PV+ESS+Red para respaldar el suministro de energía fotovoltaica y la alimentación a la red se convertirá en una medida clave para garantizar la seguridad energética.

Tendencia 7: Seguridad mejorada. La seguridad es la piedra angular del desarrollo de la industria fotovoltaica y de ESS. Esto requiere que consideremos sistemáticamente todos los escenarios y enlaces e integremos completamente la electrónica de potencia, la electroquímica, la gestión térmica y las tecnologías digitales para mejorar la seguridad del sistema.

En una planta fotovoltaica, las fallas causadas por el lado de CD representan más del 70 % de todas las fallas. Por lo tanto, el inversor debe admitir la desconexión inteligente de cadenas y la detección automática de conectores.

En el escenario fotovoltaico distribuido, la función AFCI (Proteccion contra falla de arco  ) se convertirá en una configuración estándar, y la función de apagado rápido a nivel de módulo garantizará la seguridad del personal de mantenimiento y los bomberos.

En el escenario ESS, se deben utilizar múltiples tecnologías, como la electrónica de potencia, la nube y la IA, para implementar una gestión refinada de ESS desde las celdas de la batería hasta el sistema completo. El modo de protección tradicional basado en la respuesta pasiva y el aislamiento físico se cambia a una protección automática activa, implementando un diseño de seguridad multidimensional desde el hardware hasta el software y desde la estructura hasta el algoritmo.

Tendencia 8: Seguridad y confiabilidad. Además de traer beneficios, los sistemas fotovoltaicos también tienen diversos riesgos, incluida la seguridad de los equipos y la seguridad de la información. Los riesgos de seguridad de los equipos se refieren principalmente a la parada provocada por averías. Los riesgos de seguridad de la información se refieren a ataques a redes externas.

Para hacer frente a estos desafíos y amenazas, las empresas y organizaciones deben establecer un conjunto completo de mecanismos de gestión de «seguridad y fiabilidad», que incluyan la fiabilidad, disponibilidad, seguridad y resiliencia de los sistemas y dispositivos. También debemos poner en funcionamiento la protección de la seguridad personal y ambiental, así como la privacidad de los datos.

Tendencia 9: Digitalización. Las plantas fotovoltaicas convencionales tienen una gran cantidad de equipos y carecen de canales de información y recopilación de información. La mayoría de los equipos no pueden ‘comunicarse’ entre sí, lo que es muy difícil de implementar una gestión refinada.

Con la introducción de tecnologías digitales avanzadas como 5G, Internet de las cosas (IoT), computación en la nube, tecnologías de detección y big data, las plantas fotovoltaicas pueden enviar y recibir información, utilizando «bits» (flujos de información) para administrar «vatios». (flujos de energía). Todo el eslabón generación-transmisión-almacenamiento-distribución-consumo es visible, manejable y controlable.

Tendencia 10: Aplicación de IA. A medida que la industria de la energía avanza hacia una era de datos, cómo recopilar, utilizar y maximizar mejor el valor de los datos se ha convertido en una de las principales preocupaciones de toda la industria. Las tecnologías de IA se pueden aplicar ampliamente a los campos de energía renovable y desempeñan un papel indispensable en todo el ciclo de vida de FV+ESS, incluida la fabricación, construcción, operación y mantenimiento, optimización y operación.

La convergencia de la IA y tecnologías como la computación en la nube y los macrodatos se está profundizando, y se enriquecerá la cadena de herramientas que se centra en el procesamiento de datos, la capacitación, el despliegue y el monitoreo de la seguridad. En el campo de las energías renovables, la IA, al igual que la electrónica de potencia y las tecnologías digitales, impulsará una profunda transformación de la industria.

Estas tendencias de energía inteligente que cambiarán al mundo rumbo a un futuro más ecológico son toda una realidad. Según el avance de World Energy Transitions Outlook de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), ya existen en gran medida tecnologías probadas para un sistema de energía neta cero. La energía renovable, el hidrógeno verde y la bioenergía moderna dominarán el mundo de la energía en el futuro para contener el aumento de la temperatura a 1,5 °C y detener el calentamiento global irreversible.

El 90% de todas las soluciones de descarbonización en 2050 pasarán por las energías renovables a través del suministro directo de electricidad a bajo coste, la eficiencia, la electrificación impulsada por energías renovables en el uso final, así como el hidrógeno verde. Las tecnologías de captura y eliminación de carbono, combinadas con la bioenergía, proporcionarán las reducciones de CO₂ de «última milla» hacia un sistema energético neto cero.

Como cada año, la Feria Internacional de Energía y Medio Ambiente, GENERA 2023, destaca, en su Galería de Innovación, algunas de las principales líneas de investigación en materia de energías renovables y eficiencia energética, con objeto de dar visibilidad a los proyectos de vanguardia y reconocer la labor de profesionales y entidades involucrados en el sector. En esta edición se han seleccionado 16 proyectos pioneros con un claro componente de innovación tecnológica, relacionados con la eficiencia energética, las energías renovables, la protección del medio ambiente, y su aplicación a diversos entornos.

El Comité de selección, compuesto por profesionales acreditados de prestigio en el sector, en representación de ANESE,  ASIT, CIDE, CIEMAT, IDAE MITECO, ha analizado y valorado cada proyecto de acuerdo con los criterios establecidos: grado de innovación, eficiencia energética, aplicabilidad y factor estratégico.

Entre las propuestas seleccionadas  se encuentra una batería más eficiente diseñada para múltiples aplicaciones; un proyecto  de tecnología fotovoltaica de aplicación a la agricultura; un avanzado dispositivo de medición que permite conocer en cada momento la potencia y energía consumidas; un sistema para conseguir propulsión 100% de hidrógeno de aeronaves; una instalación fotovoltaica con posibilidad de carga de baterías en caso de excedentes de producción; un cargador doméstico para vehículo eléctrico de altas prestaciones; una propuesta para el almacenamiento de energía residencial todo en uno; un sistema de gestión energética  para en instalaciones solares de ámbito residencial; un contador de la luz adaptado a la flexibilidad de la demanda.

Además, un software en la nube con capacidad de conectar con la mayor parte del ecosistema de fabricantes de inversores y contadores eléctricos; un  proyecto para recuperar recursos a partir de  líquidos residuales de origen municipal; el concepto de gemelo digital aplicado a plantas fotovoltaicas;  una solución de sistema solar enchufable con almacenamiento portátil; y otra  para proporcionar funcionalidades antirreflectante, antisuciedad, y refrigeración pasiva a los vidrios fotovoltaicos; un sistema de inteligencia artificial y big data Smart Grid para sistemas de generación solar para autoconsumo, y  una solución sencilla y económica que  permite combatir el reflejo de luz y la deposición de suciedad en la superficie de los módulos solares.

Los proyectos seleccionados han sido:

Multipurpose Battery, de Shenzhen Zetara Power System Co., Ltd;   
Alhendin II, de Bayway r.e. Projects España

SOLFIX NYOS IOT 8X1, de Solfix Engineering,  S.L.y Airis Tecnology Solutions,  S.L
Desarrollo de membranas poliméricas avanzadas para la separación electroquímica altamente eficiente de hidrógeno, de PRADES I+D SLU en colaboración con ICTP – CSIC
FLEXGENERA, de ISEMAREN S.L.
Chargevite S2: El cargador integral más compacto para vehículo eléctrico, de Chargevite Energy, S.L.U
SAJ HS2 All-In-One Residential Energy Storage Solution, de SAJ Electric Europe B.V
Implantación del Sistema de gestión energética (Energy Management System) en instalaciones solares de ámbito residencial, de Enerclic Innovatio S.L.

Axon Meter Atlas:  Actualización de las comunicaciones de los equipos de medida, de Axon Time, S.L.
Plataforma digital para monitorizar generación solar distribuida, de Nnergix
LIFE INFUSION, Tratamiento intensivo de los efluentes residuales y conversión en productos útiles y sostenibles: biogás, nutrientes y agua, de Area Metropolitana de Barcelona

Concepto general de gemelo digital fotovoltaico: simplificación de los datos del ciclo de vida de la planta fotovoltaica, de PVcase
EcoFlow Balcony Solar System with Portable Storage, de EcoFlow

FUNGLASS, del Centro Nacional de Energías Renovables (CENER)
Sistema de inteligencia artificial y big data Smart Grid para sistemas de generación solar para autoconsumo, de Neuro Energia y Gestion SL
CoSt redUction and enhanced PERformance of PV systems (SUPERPV), de TECNAN.

Las preocupaciones globales sobre el cambio climático y sostenibilidad no cesan e incrementan cada vez más año a año, no solamente en México, sino en toda la región. 

Las preocupaciones son lógicas en relación a las afectaciones que se ven derivadas de este cambio en la temperatura del planeta y las emisiones que se generan. Las protestas sobre el fenómeno son cada vez más recurrentes a nivel global.

En este marco, durante la Octava Reunión Ordinaria de la Comisión de Energía, Ulises Neri Flores, director ejecutivo del Centro Internacional de Excelencia para Latinoamérica y el Caribe, presentó Acciones y perspectivas hacia la sostenibilidad en el sector energético en México, en el marco de la agenda 2030, a un año de la creación del Centro de Administración Sostenible de recursos de la ONU.

“Buscamos fortalecer a las industrias extractivas y de energía con acciones que permitan construir hojas de ruta que reduzcan y mitiguen las emisiones.  También, buscamos contribuir e incidir en los objetivos de desarrollo sostenible en el marco de la agenda 2030 y más allá inclusive”, explicó.

“Estamos llevando a cabo acciones de sostenibilidad en las industrias extractivas y en energía. En el centro nos basamos en metodologías que buscan hacer un diagnóstico de los proyectos. También tenemos que entender lo que va a pasar en los próximos 20 o 25 años”, añadió. 

En esa línea, el especialista planteó dos objetivos principales:

Promover entre la población la prevención y control de contaminación del agua, del aire y del suelo, la protección al ambiente y la preservación y restauración del equilibrio ecológico
Apoyo en el aprovechamiento de los recursos naturales, la protección del ambiente, la flora y la fauna, la preservación y restauración del equilibrio ecológico, así como la promoción del desarrollo sostenible a nivel regional y comunitario, de las zonas urbanas y rurales en México y Latinoamérica.

Y apuntó sobre cuatro ejes estratégicos para fortalecer la sostenibilidad: 

Industrias extractivas sostenibles 
Minerales para la transición energética 
Gobernanza energética (política pública) 
Energía sostenible

La participación del centro en los distintos eslabones

Ulises Neri Flores detalló algunos de los proyectos en los que viene trabajando en línea con su compromiso por mitigar el cambio climático del planeta.

“En los gobiernos estatales, con la Comisión de Energía de Tamaulipas firmamos un convenio en diciembre que tiene como objetivo, en la primera fase, tener el proceso de acreditación del Plan de Energía que considere la aplicación de estándares y metodologías que busquen fortalecer acciones de sostenibilidad en dicho estado”, comentó.

“También, contribuimos en proyectos sobre energía solar en los municipios de Soledad de Doblado, Veracruz y en Nacozari”, agregó. 

En lo que se refiere a las empresas del Estado, aseguró que han tenido dos participaciones específicas el año pasado: 1. En el fortalecimiento de capacidades en temas de sostenibilidad relacionados al aprovechamiento del gas, particularmente, en el esfuerzo de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero; 2. En la intervención de un proyecto hidroeléctrico de las luces que atiende a las afectaciones del cambio climático.

A su vez, aseguró que cuentan con convenios firmados con distintas universidades públicas y privadas de México con el objetivo de fortalecer los planes de estudio, los procesos de transferencia tecnológica y la creación de talleres y cursos sobre sostenibilidad.

También en la industria minera, han estado generando acciones de sostenibilidad bajo la perspectiva de los estándares UNFC y UNRMS: “Queremos contribuir a la transición energética del cobre en el sector minero. Buscamos llevar a cabo en el corto plazo hojas de ruta que fortalezcan lazos en los municipios donde llevan a cabo esa actividad estas empresas”, sostuvo.

“Nuestro compromiso es ver qué podemos hacer desde nuestro lugar. La sostenibilidad no solo se logra con las empresas de gran escala, también se logra desde acciones individuales”, concluyó.

Puerto Rico aumenta los esfuerzos para lograr acelerar la transición energética. Con el objetivo de lograr 100% de energías renovables, departamentos de estado renuevan sus planes de política pública vinculados a impulsar estas alternativas sostenibles.

Tal es el caso del Departamento de Desarrollo Económico y Comercio de Puerto Rico (DDECPR) que este año dará continuidad al Programa de Apoyo Energético, aquel que incentiva la incorporación de tecnología en Pequeñas y Medianas Empresas (PyMEs) vinculadas a energía solar, baterías, recarga de vehículos eléctricos y eficiencia energética.

“Continuamos con la idea de extender el Programa de Apoyo Energético a una segunda fase que debería estar este año disponible”, adelantó Carlos Tejera, director del Programa de Política Energética del DDECPR.

En exclusiva para Energía Estratégica, la autoridad que se encuentra en reuniones por Washington DC reveló: “estamos en trámites de obtener los fondos necesarios que serán cercanos a los USD 30 millones para ser asignados”.

“Esperamos impactar a 1000 negocios PyMEs de la misma forma que lo hicimos inicialmente junto a las empresas instaladoras de energía solar porque fue muy exitosa”, agregó el referente de política energética.

Es preciso recordar que el Departamento de Desarrollo Económico y Comercio de Puerto Rico el año pasado reportó a este medio que a mediados del año pasado el alcance de este programa habían logrado impulsar USD 20 millones iniciales para 888 aplicantes distribuidos en todas las islas puertorriqueñas (ver detalle).

Ahora bien, la inversión de la primera fase significó una inversión total de $37.5 millones entre los USD 20millones (incentivos) y $17.5millones (privados); con una proyección de $6.6 millones en ahorros anuales.

En lo que respecta a energías renovables eso representó un total de 16.8 MW de capacidad instalada de energía renovable distribuida y 2.5 MW equivalente en sistemas de almacenamiento de energía en baterías.

Sin embargo, renovables y almacenamiento no era lo único para lo que se podía aplicar. Desde aquel entonces, las actividades elegibles para el uso del incentivo, con posibilidad de ser combinadas, incluyen: sistemas de energía renovable, baterías para almacenamiento, infraestructura para cargar vehículos eléctricos y medidas de eficiencia energética tales como instalación de sistemas de controles, reemplazo de calentadores de agua por calentadores solares, reemplazo de unidades de aires acondicionados, reemplazo de luminarias y reemplazo de neveras o congeladores.

Utilizando TAI-Simple, el avanzado sistema de seguimiento 1P de Antaisolar, puede garantizarse la estabilidad del proyecto. Lo que es único en TAI-Simple es que el tubo de torsión de toda la estructura puede protegerse eficazmente con amortiguadores en ambos lados, mejorando en gran medida su capacidad de resistencia al viento, y es más económico.

Además, TAI-Simple también está diseñado para adaptarse a los módulos de gran tamaño o bifaciales, logrando un mayor rango de seguimiento, lo que puede reducir eficazmente el LCOE.

Las condiciones del terreno pueden suponer un gran reto para el sistema de seguimiento, ya que cada vez hay menos emplazamientos llanos para proyectos a gran escala.

Tras años de investigación y experiencia, el equipo de ingeniería de Antaisolar se ha enfrentado a varios tipos de condiciones y ha encontrado las soluciones adecuadas para cada caso. En este proyecto situado en Minas Gerais, Brasil, Antaisolar adoptó la combinación de múltiples soluciones para adaptar al máximo la pendiente y el terreno. Además de la I+D tecnológica y el diseño a medida del proyecto, Antaisolar valora todas las preocupaciones de los clientes.

Para este proyecto, Antaisolar entiende la política fiscal local y cooperó plenamente con los clientes para resolver una serie de problemas de liquidación de impuestos para completar el servicio DDP. Con un soporte técnico profesional y un servicio responsable, Antaisolar cuenta con la confianza de clientes de todo el mundo.

Situado en la zona ecuatorial, Brasil es rico en recursos de luz diurna, lo que le confiere ventajas naturales para desarrollar la energía solar.

El gobierno sigue lanzando políticas de incentivos a la energía solar, con el objetivo de alcanzar una capacidad instalada de 7 GW en 2024. Numerosos promotores y proveedores de equipos acuden al mercado para aportar su contribución, al igual que Antaisolar. Ya en el año 2018, Antaisolar estableció una oficina en Brasil, ofreciendo apoyo local, lo que sentó las bases para explorar el mercado latinoamericano.

Como Sofia Zheng, Directora de Desarrollo de Negocios Globales de Antaisolar, dijo: «Con el continuo desarrollo del negocio solar en América Latina, el mercado latinoamericano será un área comercial central para que Antaisolar realice esfuerzos a largo plazo». Como proveedor líder de montaje fotovoltaico, Antaisolar responderá activamente a las políticas locales, aportará más beneficios a nuestros clientes y estará a la altura de la confianza que nuestros clientes han depositado en nosotros.»

Hasta ahora, Antaisolar ha logrado 25,4 GW de envíos globales de estanterías solares. Manteniendo la misión de «Raise a Green World», Antaisolar se compromete a hacer esfuerzos en la transición a carbono cero. No sólo es Antaisolar un proveedor de sistemas de montaje, sino que también estamos en el camino de contribuir a la tierra verde, sana y armoniosa.

Genneia, la compañía líder en generación de energías renovables de Argentina, colocó Obligaciones Negociables (ON) por el equivalente a US$ 73 millones, superando su objetivo inicial de US$60 millones, demostrando una vez más la confianza que tiene el mercado en la empresa.

Estas ON ingresarán al panel de Bonos Sociales, Verdes y Sustentables (SVS) de ByMA, la bolsa de valores local que nuclea a los principales actores del mercado de capitales y es el séptimo instrumento de la compañía calificado como bono verde. De este modo, Genneia se ha transformado en el principal emisor de estos instrumentos financieros.

Lo obtenido será utilizado para el financiamiento de la construcción de la primera etapa del proyecto eólico La Elbita (103.5MW) en Tandil, provincia de Buenos Aires, y el proyecto solar fotovoltaico Tocota III (60MW), en la provincia de San Juan. Ambos proyectos producirán energía para satisfacer la demanda de grandes usuarios industriales, contribuyendo con el desafío de reducir su huella de carbono.

La compañía licitó Obligaciones Negociables que cumplen con las siguientes características:

Clase XXXVIII en dólar linked por US$73 millones, se licitaron a una tasa de interés fija de 4.5%, pagadera trimestral, con una duración de 120 meses (10 años) y con vencimiento del capital en 13 cuotas semestrales empezando en el mes 48 de emisión.
Calificación de Moody’s Local AA-.ar con perspectiva estable.

Las órdenes provinieron en su mayoría de inversores privados e institucionales interesados en proyectos sustentables que generen un impacto positivo en el medio ambiente y ayuden en la mitigación del cambio climático. Esta operación se realizó bajo la coordinación de Banco Macro S.A. como Organizador, mientras que Macro Securities actuó como Colocador.

De esta manera, Genneia, continúa con su propósito de mantener su vocación de liderazgo. El año pasado, la compañía generó el 20% de la energía renovable eólica y solar en Argentina posicionándose una vez más como la empresa número uno en el sector, y se encuentra ejecutando un plan de inversiones por US$350 millones que se suman a los más de US$1100 millones invertidos entre 2016 y 2021.

La ministra de Minas y Energía, Irene Vélez Torres, lideró en el departamento de La Guajira dos mesas técnicas con gobiernos locales y autoridades de la comunidad Wayuu con el fin de construir mecanismos de articulación que permitan adelantar una Transición Energética Justa de la mano con los pueblos indígenas.

“La Guajira tiene un potencial enorme en términos de radiación solar y de velocidad, también de estabilidad de los vientos. Eso quiere decir que puede convertirse en capital mundial de energías verdes y queremos que esto suceda junto a las comunidades. En esta ocasión queremos que el modelo de desarrollo que es de energías renovables se haga con la gente, con el pueblo Wayuu y no de espalda a ellos”, afirmó Irene Vélez Torres, ministra de Minas y Energía.

La titular de la cartera también afirmó que para 2023-2024, La Guajira tendrá asignado el presupuesto más alto de los últimos 12 años por concepto de regalías. “Estamos hablando de que el porcentaje de retribución recibido a través del sector tradicional de minería y gas se duplicó, y hay una oportunidad inmejorable de apropiar muchos de estos recursos para la transición energética”.

Actualmente en este departamento entre desarrollo y la operación, se tienen alrededor de 80 proyectos de energías renovables no convencionales. La meta del Gobierno del Cambio es que la transición energética Justa se adelante de manera concertada con las comunidades.

“Nuestro mayor interés es que los proyectos vigentes entren en operación y que efectivamente la línea de transmisión Colectora esté lista para principios de 2026, y pueda hacer parte del sistema nacional interconectado”, precisó la Ministra de Energía.

El Gobierno del Cambio busca que haya concurrencia de recursos y mayores inversiones que beneficien a toda la población, pero especialmente a aquellos colombianos y colombianas históricamente desatendidos.

Las mayores ventas de energía de Celsia se traducen en más ingresos para los municipios y corporaciones de las áreas de influencia de las 20 plantas de generación hídricas y térmicas con que cuenta la compañía en Colombia. En 2022 estos recursos fueron del orden de los $40.626 millones, un 16% más que en 2021 y un 66% más que en 2020.

Con estas cuantiosas transferencias por generación eléctrica aportadas por Celsia se benefician 51 municipios, 6 corporaciones autónomas y un Parque Natural, ubicados en el Valle del Cauca, Cauca, Tolima, Antioquia, Santander y Córdoba. Los recursos se deben destinar principalmente a proyectos de agua potable, saneamiento básico y mejoramiento ambiental.

Las transferencias por la generación eléctrica hídrica y térmica son una contribución que por ley realiza Celsia en sus zonas de influencia por la venta de la energía generada a través de las plantas ubicadas esos 6 departamentos.

Factores que permitieron que en 2022 Celsia lograra un monto récord de transferencias 

«Son tres los factores que contribuyeron a este crecimiento de las transferencias en 2022: el primero obedece a la alta disponibilidad de generación de nuestras plantas y a las mejoras tecnológicas que hemos adelantado, con planes de mantenimiento preventivo e inversiones recurrentes en estos activos; pero también al incremento del recurso hídrico en 2022, y a la entrada en operación de la térmica Tesorito que en solo cuatro meses generó transferencias cercanas a los $500 millones», dio a conocer Marcelo Álvarez, Líder de generación de Celsia.

En los últimos 5 años las transferencias realizadas por Celsia suman cerca de $150 mil millones.

¿Qué entidades y cuánto recibieron? 

A 51 municipios vecinos se les giraron $20.218 millones proporcionales a la energía generada en cada región, según la cantidad de plantas y su tamaño.

Para estos municipios es de gran importancia contar con estos recursos líquidos que se transfieren mes a mes, y les permiten financiar proyectos que benefician sus pobladores.

Los 20 municipios que más recibieron recursos fueron: (Si quieres ver la relación de todos los municipios consulta este enlace: link)

Por su parte, las corporaciones autónomas regionales y Parques Naturales recibieron $20.408 millones:

Parque Nacional Natural (PNN) Los Farallones: $7.137.133.740
Corporación Autónoma Regional del Cauca (CRC): $5.849.185.704
Corporación Autónoma Regional del Valle del Cauca (CVC): $3.171.287.256
Corporación Autónoma Regional del Tolima (Cortolima): $2.230.831.254
Corporación Autónoma Regional de Antioquia (Corantioquia): $1.544.058.679
Corporación Autónoma Regional de los Valles del Sinú y del San Jorge (Córdoba): $301.069.449
Corporación Autónoma Regional de Santander (CAS): $174.991.497

Por regiones, las transferencias fueron las siguientes:

Valle del Cauca           $20.616.841.989
Cauca                          $11.698.371.408
Tolima                          $4.461.662.506
Antioquia                      $3.088.105.556
Córdoba                       $481.711.118
Santander                    $279.986.397

Las transferencias se deben invertir en… 

Según la normatividad vigente, las administraciones municipales y las corporaciones autónomas regionales deben invertir al menos un 50% en proyectos de agua potable, saneamiento básico y mejoramiento ambiental y solo podrán destinar hasta el 10% de las transferencias en gastos de funcionamiento; entre tanto, los Parques Nacionales Naturales deben invertir prioritariamente en acciones de conservación ambiental en el parque.

¿Qué son las transferencias? 

Son los recursos que las empresas generadoras de energía deben transferir de acuerdo con las ventas brutas de energía por la generación propia, según la tarifa que para ventas en bloque señale la Comisión de Regulación Energética. Las transferencias se realizan de manera mensual. Fueron creadas por la Ley 99 de 1993 y modificadas por la Ley 1450 de 2011. En el caso de las plantas hídricas corresponden al 6% de las ventas brutas de energía y en el caso de las térmicas al 4%. (Conoce más sobre las transferencias en el siguiente enlace: link)

El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) actualizó los expedientes vinculados a dos proyectos de generación fotovoltaica adjudicados en la primera convocatoria a Solicitudes de Propuestas (RFP) para proyectos de energía renovable y almacenamiento.

Mediante Resolución y Orden aprobó la modificación solicitada a los Acuerdos de operación y compra de energía (PPOA) para los proyectos Guayama y Ciro Two permitiéndoles ampliar la capacidad a instalar.

La decisión se dio tras recibir comentarios de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) que ratifican que los proyectos se han visto afectados por aumentos significativos en los costos generales de construcción, demoras en los procesos, problemas en la cadena de suministro y alta inflación.

Visto este escenario, se autorizó la expansión de 25 MWac para el fotovoltaico Guayama, de modo tal que el proyecto totalice los 50 MW, y se autorizó a CIRO Two adicionar 10 MW para alcanzar los 43 MW en su proyecto.

Esta decisión, según queda explicito en la argumentación del NEPR y la AEE, permitiría mantener el precio ofertado de los proyectos. Ahora bien, es preciso indicar que, leyendo en detalle el expediente en su totalidad, el incremento en la energía de salida sí resulta en un leve incremento pero del costo nivelado real de la energía para la cartera de proyectos, de $85.3/MWh a $85.4/MW, debido al efecto ponderador de un incremento en la cantidad pero sin cambio en el precio ofertado.

Más oportunidades de inversión 

Puerto Rico acelera para alcanzar la meta de 100% energías renovables en sus islas. De las seis “Solicitudes de Propuestas” (RFP) para proyectos de generación, almacenamiento y Virtual Power Plants (VPP) que se planearon hace no más de dos años, este mes ya lanzaron la tercera convocatoria.

El horizonte de negocios es prometedor. Si bien, se continúan cerrando detalles de su primera edición (motivo de la presente nota) cada vez son más las empresas que se embarcan en este mercado y buscan precios competitivos.

Nueva licitación en Puerto Rico para 500 MW de energías renovables y 250 MW de almacenamiento

La creciente necesidad de energías renovables en todo el mundo, especialmente en países con una matriz energética predominantemente fósil, junto con la demanda de energía a un precio asequible que permita el aprovechamiento de la industria, lleva a valorar el equilibrio entre energía verde y coste, es decir, la producción de energía con bajas emisiones de carbono y bajo coste.

Para satisfacer esta demanda, la industria de celdas y módulos fotovoltaicos ha promovido importantes cambios en los procesos de producción y la optimización de nuevas tecnologías fotovoltaicas, buscando una mayor eficiencia, que redunde en un menor coste de la electricidad.

Es en este contexto en el que Risen Energy en colaboración con Energía Estratégica presenta un nuevo webinar gratuito para el sector fotovoltaico en el cual se abordarán las últimas innovaciones en módulos fotovoltaicos.

El registro está abierto. Reserve su plaza y acompañe a Vanderleia Ferraz, gerente de productos en Risen Energy y Aura Rearte, especialista en energías renovables, quienes participarán como disertantes en este encuentro virtual para la industria renovable.

En la actualidad, la industria de celdas fotovoltaicas se basa en el silicio, un material semiconductor, principalmente en su forma cristalina, que representó el 95% de la producción mundial de celdas en 2021. Además, también hay una considerable participación de la tecnología de silicio amorfo, llamada de película delgada, que tiene menor eficiencia y mayor flexibilidad, lo que la hace ideal para algunos tipos de aplicaciones.

Recientemente, la industria de los módulos fotovoltaicos se ha volcado en las tecnologías de celdas dopadas de tipo N, TOPCon y Heterounión (HJT), que presentan ventajas sobre la celda tradicional de tipo P, principalmente en lo que respecta a la eficiencia.

La tecnología de heterounión, o HJT, basada en la celda dopada de tipo N, surgió en la década de 1970, pero fue ampliamente explotada por Sanyo/Panasonic a partir de la década de 1980, que tuvo la patente de esta tecnología hasta 2010, con el nombre de HIT. A partir de 2010, otros fabricantes de la industria solar empezaron a invertir recursos en I+D para la fabricación de esta tecnología.

Pero para entender el desarrollo de la HJT y cuáles son sus diferencias y ventajas, debemos retroceder un poco en el tiempo y comprender cómo se desarrolló la tecnología de las celdas y cuáles son las principales características que influyen en su eficiencia.

WEBINAR

En el marco del webinar del próximo miércoles 15 (10 am Colombia / 12 pm Chile) Risen comparte un reciente informe donde repasa una a una las diferencias tecnológicas entre las celdas fotovoltaicas y porqué su SERIE HYPER-ION HJT inaugura una nueva era de módulos fotovoltaicos.

Descarga el documento.



Trina Solar con el acompañamiento de Óptima Consultores, esta adelantando una compra de energía a largo plazo a través de una subasta privada de participación abierta, con el fin de gestionar su riesgo financiero derivado de sus obligaciones contractuales con el mercado.

La convocatoria está abierta a todos los agentes del Mercado de Energía Mayorista y desarrolladores de proyectos de generación de energía eléctrica.

Trina Solar compraría cerca de 226 GWh/año de energía en bloque solar hasta el año 2036,.

“Es una oportunidad bastante relevante en el mercado -especialmente para desarrolladores de proyectos fotovoltaicos- teniendo en cuenta que es difícil encontrar en Colombia contratos de este estilo”, destacan especialistas de Óptima Consultores.

Y enumeran seis ventajas:

Contrato en bloque 2 que minimiza el riesgo de exposición a los precios de bolsa.
Cantidad de energía relevante que apalanca la financiación de proyectos.
Contrato de largo plazo.
Con el respaldo de una contraparte sólida como lo es Trina Solar España.
Precios competitivos, teniendo en cuenta que los precios de los contratos de venta con los que cuenta Trina, ya rondan los 250 COP$/kWh.
Tiempo suficiente entre la adjudicación y el inicio de las obligaciones para desarrollar los proyectos.

El producto, el mecanismo de asignación, criterios habilitantes y demás términos de esta convocatoria ya se encuentran disponibles (ver al pie del artículo) y buscan garantizar que no se presente ningún tipo de discriminación arbitraria hacia los participantes.

La subasta adjudicará contratos de suministro de energía con fecha de inicio de las obligaciones entre octubre de 2023 y junio de 2025 (dependiendo de las ofertas que presenten los interesados, donde el mecanismo de adjudicación premiará aquellas ofertas con FPO más tempranas), y finalización en diciembre de 2036.

A continuación, el cronograma propuesto para esta convocatoria:

Actividad
Fecha

1
Publicación de la convocatoria y Pliego de Condiciones para consulta
13 de diciembre de 2022

2
Plazo máximo para presentar observaciones y/o

aclaraciones al Pliego de Condiciones en consulta.

3 de febrero de 2023

3
Fecha límite para la publicación de los Pliegos de Condiciones definitivos
10 de febrero de 2023

4
Fecha límite de entrega de requisitos habilitantes (Sobre 1)
3 de marzo de 2023

5
Revisión para subsanación o aclaración de requisitos habilitantes (hasta)
8 de marzo de 2023

6
Subsanación de requisitos habilitantes
10 de marzo de 2023

7
Notificación a precalificados y entrega de estados financieros
14 de marzo de 2023

8
Entrega de Ofertas (Sobre 2) y garantía de participación
17 de marzo de 2023

9
Periodo de evaluación por parte del Comité Interno del Comprador
20 al 24 de marzo 2023

10
Fecha de socialización de resultados en Audiencia pública
27 de marzo de 2023

11
Fecha máxima de formalización de Contratos
17 de abril de 2023

12
Registro de contratos ante el ASIC
6 meses antes del inicio del periodo de vigencia del contrato

Por otra parte, la minuta de contrato (descargar) está basada en la minuta publicada por el Ministerio de Minas y Energía para la subasta de contratos de largo plazo del 2019 (Resolución MME 40591 de 2019), ajustada a los requerimientos de esta convocatoria.

Trina escuchó los comentarios de los potenciales participantes y en ese sentido: Permitirá que participen proyectos con COD máxima en julio de 2025 (anteriormente era enero de 2025), adicionalmente realizará la subasta 1 mes posterior a lo que se había planeado con el fin de que los participantes tengan mayor tiempo para estructurar su participación y también permitir que los proyectos que reciben conceptos de conexión el próximo 28 de febrero de parte de la UPME, puedan participar en este proceso competitivo.

Adicionalmente, también se ajustó un esquema de fiducia o cesión (mayor detalle en los TDR), para dar mayor tranquilidad a los adjudicatarios sobre el pago de las obligaciones derivadas de este proceso.

Finalmente, se ajusto la metodología de adjudicación de la subasta para no ponderar la calificación por tamaño de la oferta y así promover la competencia también con los agentes menores.

“Esperamos que la convocatoria sea del mayor interés para el mercado y que se lleguen a acuerdos comerciales beneficiosos tanto para el comprador como para los vendedores que decidan participar”, destacan los promotores de la subasta.

Más de 40 sesiones conforman este año el programa de Jornadas Técnicas de GENERA 2023, Feria Internacional de Energía y Medioambiente, que, organizada por IFEMA MADRID, con el apoyo del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía, IDAE, se celebra del 21 al 23 de febrero de 2023. 

Un espacio, desarrollado en colaboración con las principales asociaciones sectoriales, centros tecnológicos y administraciones públicas que, durante tres días reunirá a expertos del sector para analizar y debatir sobre cuestiones tan relevantes como la transición energética, almacenamiento, seguridad, comunidades energéticas, hidrógeno verde, y que también tratarán temas de autoconsumo, los procesos de descarbonización, programas de I+D+i. y financiación, entre otros muchos.

Jornadas a desarrollar en el Centro de Convenciones Norte de IFEMA MADRID

Uno de los bloques de Jornadas de GENERA se celebrará en el Centro de Convenciones Norte de IFEMA MADRID y arrancaran el martes 21 de febrero, con las sesiones organizadas por IMDEA Energía sobre residuos como fuentes energías renovables; producción de combustibles sostenibles y tecnologías de concentración solar para generación eléctrica, de calor. Por su parte las asociaciones de cogeneración, COGEN ESPAÑA y ACOGEN, dedicarán el día completo a tratar los retos de la cogeneración para la descarbonización de la industria; APPA, Asociación de empresa de Energías Renovables, desarrollará 5 ponencias sobre biomasa, energías marinas, eólica y fotovoltaica,  autoconsumo industrial y PPAs, y  comunidades energéticas, almacenamiento y movilidad eléctrica. El ILUSTRE COLEGIO OFICIAL DE GEÓLOGOS, abordará el tema “District Heating”; y  ANESE, Asociación Nacional de Empresas de Servicios Energéticos, desarrollará las jornadas sobre objetivos de descarbonización  y sobre CAEs como oportunidad para apostar por la eficiencia energética.

El miércoles, A3E, Asociación de Empresas de Eficiencia Energética- hablará de flexibilidad del mercado eléctrico,  en  colaboración con la Asociación ENTRA, y sobre Comunidades Energéticas”; AEPIBAL, Asociación Española de baterías y el almacenamiento energético, y SOLARTYS, Asociación Española para la Internacionalización y la Innovación de las empresas Solares,  realizara un análisis del estado actual del almacenamiento energético y hablará de proyectos de innovación en almacenamiento, en energía solar, así como de  comunidades energéticas.  La tarde la ocuparán AELEC, Asociación de Empresas de Energía Eléctrica, para hablar de transición ecológica; AeH2, Asociación Española del Hidrógeno, de modelos de negocio energéticos; ASEALEN, Asociación española de almacenamiento de energía, de la oportunidad para el almacenamiento de energía, y ASIT, Asociación de la Industria Solar Térmica, celebrará su XV Congreso de la Energía Solar Térmica.

La jornada del jueves, se dedicara a Redes de Climatización, en la sesión que organiza  ADHAC, Asociación de Empresas de Redes de Calor y frío, junto al Mª para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico,  Miteco, y FEMP; ATECYR, Asociación Técnica Española de Climatización y Refrigeración, hará un análisis del ciclo de vida de instalaciones térmicas en la edificación; AEE Asociación Empresarial Eólica, ofrecerá dos sesiones matinales sobre eólica e hibridación, y sobre la eólica marina en España. También participa en el programa CENER, Centro Nacional de Energías Renovables, que durante los tres días de GENERA ofrecerá Radio Podcast sobre Transición.

Foro Genera y Foro Genera Solar

 A lo largo de diversas Salas y Auditorios de los pabellones de GENERA, se desarrollará el programa FORO GENERA, que comprende el desarrollo de distintas sesiones de carácter informativo, a cargo de empresas expositoras, asociaciones sectoriales e instituciones. A ello se suma el programa FORO GENERA SOLAR, organizado en colaboración con la Unión Española Fotovoltaica, UNEF, que pondrá el foco en la descarbonización en el ámbito rural, y en el impulso de energías renovables en el contexto de inflación creciente, y otros temas.

Las presentaciones de FORO GENERA ofrecerán al visitante una visión detallada sobre algunas de las novedades que se presentan en la feria, como La importancia de la empresa instaladora en la sostenibilidad de los edificios; las formas de financiación a largo plazo disponibles en el mercado para todos los segmentos de clientes y tipologías de instalaciones de autoconsumo; almacenamiento residencial; como escalar las ventas de autoconsumo solar; tecnologías innovadoras para  instalaciones flotantes y agrivoltaicos, o la descarbonización a través de la financiación pública.

Además, el Centro Nacional del Hidrógeno/CIEMAT, celebrarán una sesión sobre – “Actuaciones en eficiencia como herramienta de estabilización energética” y presentarán el Plan Complementario de Energía e Hidrógeno Verde, y la Asociación de Empresas Eléctricas, ASEME, hablará de la inversión local como apuesta para la transición.

En el marco del FORO GENERA SOLAR, UNEF, organiza tres Jornadas, sobre retos y problemática de financiación de proyectos; de las oportunidades del autoconsumo y las comunidades energéticas, y sobre innovar en fotovoltaica sin salir de España, La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica, CIDE, tratará las Comunidades energéticas locales, y ofrecerá una sesión sobre el Avance de la Descarbonización en el medio rural.

El primer conjunto de equipo se refiere al primer conjunto de o primer lote de equipo, sistema y componentes básicos con derechos de propiedad intelectual independientes y grandes avances en variedades, especificaciones o parámetros técnicos después de la innovación. Son un reconocimiento de la competitividad y la capacidad internas de un fabricante para realizar investigación y desarrollo independientes en todo el país.

El S6-EH1P (7.6-11.4) K-H desarrollado y producido de forma independiente por Solis ha sido re certificado según el último estándar de prueba UL 1741 SB y está calificado para su instalación en América del Norte. Los clientes podrán monitorear toda su casa a través de inversores híbridos, interruptores inteligentes y un SolisCloud actualizado. Solis fabrica productos (Power Hub y nuevas aplicaciones) para brindar a los clientes más control e información sobre las decisiones que toman para su propio uso de energía. Estos productos permitirán a los propietarios de viviendas ser independientes de la red para que puedan alimentar toda su casa durante un corte de energía.

Además, la solución Power Hub se ha desarrollado específicamente para formar un sistema de respaldo para toda la casa, según lo requieran los consumidores del mercado norteamericano. Esta fuente de alimentación de respaldo completamente ecológica se fabricó para cumplir y superar las expectativas del cliente.

A medida que evoluciona la industria energética, Solis se compromete a impulsar el desarrollo sostenible hacia el futuro con innovación tecnológica respaldada por un fuerte enfoque en I+D. La compañía está alineada con el objetivo global de alcanzar el pico de carbono y la neutralidad de carbono, lo que requerirá el rápido desarrollo de un mercado de almacenamiento de energía. Esto es especialmente cierto dado que la capacidad instalada de almacenamiento de energía global se estima en 209 GWh en 2025, con una demanda de inversores de almacenamiento de energía fotovoltaica de hasta 104 GW.

Solis planea continuar aumentando la inversión en I+D para mejorar continuamente la innovación y la competitividad central de sus productos y soluciones. Como uno de los principales actores globales, Solis sigue comprometido con el desarrollo de tecnología para alimentar al mundo con energía limpia.

La Coalición RD 100% Renovable trabaja en una propuesta de Plan para la instalación masiva de sistemas solares en techos y reducción del subsidio eléctrico en la República Dominicana.

Dicha iniciativa estaría siendo elaborada en colaboración con el Ministerio de Energía y Minas, por lo que los primeros hallazgos y argumentos que comparten son de valor para la industria.

En concreto, en el documento al que tuvo acceso Energía Estratégica se indica que se persigue la instalación de aproximadamente 600MWp de potencia solar sobre techos de viviendas y pequeños comercios de sectores vulnerables y esperan atender inicialmente a más de 180,000 usuarios en el transcurso de tres años.

«La instalación de 600MWp tendrá un efecto significativo en el sistema eléctrico y económico del país, produciendo aproximadamente el 5% de toda la energía anual utilizada en el país (600,000 kWp x 1500 kWh – año/kWp = 900,000,000 kWh – año)», se calcula asumiendo una producción de 1500 kWh por año por cada kWp instalado.

Aquello repercutiría positivamente no sólo en el sistema eléctrico sino que además tendría efectos beneficiosos además para la sociedad y economía, además del medio ambiente. Entre ellos, se estima que el proyecto puede evitar la emisión de 933,904,109 kilogramos de CO2 por año, que equivale a 933,904 toneladas de CO2 por año (casi un millón de toneladas de CO2 por año), reduciría las perdidas de energía en las redes de transmisión y distribución, permitiría a los usuarios tener un ahorro en comparación con su pago actual por electricidad y aún más al finalizar el período de financiamiento (5 años) porque los ahorros de los usuarios aumentarían a más del 90%.

Un valor adicional de esta propuesta de RD 100% Renovable involucra la posibilidad de reducir los subsidios eléctricos para los usuarios que incorporen sistemas de energía solar en sus techos dentro de un rango entre 1.5 a 5 kWp de potencia

«Al minimizar la demanda de energía (kWh) de los usuarios hacia la red eléctrica nacional, se minimiza la necesidad de pagar el subsidio a la electricidad. Actualmente el gobierno eroga entre US$450 (consumo de 200kWh/mes) y US$ 869 (consumo de 700 kWH/mes) dólares al año por usuario subsidiado», explica el documento.

¿Qué seguirá? En un proyecto paralelo, se plantea que para los clientes de las Distribuidoras que no posean techo propio y que consuman entre 0-200 KWh/mes puedan acceder a un modelo de negocios con las Distribuidoras de Electricidad o Alianza público-privada donde el cliente pueda pagar mensualmente por la energía generada de dos o tres paneles solares de una Granja Solar y que le sea acreditada una diferencia en su factura por aquellos excedentes que genere respecto a su consumo.

El Negociado de Energía Puerto Rico (NEPR) anunció el lanzamiento de la tercera convocatoria a Solicitudes de Propuestas (RFP) para nuevos recursos de energía renovable y almacenamiento.

En esta ocasión el objetivo del “RFP Tranche 3” es adquirir 500 MW de capacidad de generación de recursos renovables y 250 MW de capacidad de almacenamiento de energía.

Tal como adelantó Energía Estratégica el año pasado (ver), esta edición también estará a cargo del Coordinador Independiente del NEPR (NEPR-IC), Accion Group, el cual habilitó una nueva plataforma para que se registren las partes interesadas, que es paralela al «tranche 2» que también organiza y que está en proceso de contratar otros 1000 MW renovables y 500 MW de baterías en Puerto Rico.

Acceder a la plataforma es muy fácil. Todo aquel que quiera estar al tanto de las novedades de este nuevo proceso de solicitudes de propuestas y/o ser oferente puede registrarse en el sitio web del NEPR-IC: prebrfp.accionpower.com y conocer de primera mano los documentos públicos que cargue Accion Group, así como los comentarios de los participantes.

Respecto al registro, es preciso aclarar que aunque la plataforma esté alojada en el mismo sitio web que el “tranche 2”, aquellos que se hayan registrado en la plataforma del “tranche 2” deberán hacerlo nuevamente en la plataforma del “tranche 3” para poder acceder al detalle del nuevo proceso.

En el marco de esta convocatoria para contratar 500 MW renovables y 250 MW de almacenamiento, Accion Group y el Negociado de Energía convocan un próximo seminario web para partes interesadas programado tentativamente para el viernes 17 de febrero de 2023. 

Mediante un comunicado en la plataforma del “Tranche 3” se insta a todas las personas interesadas a registrarse para el seminario web a través del sitio web del NEPR-IC haciendo clic en la pestaña «Primera sesión de partes interesadas» en el barra de menú y completando el formulario. Aquellos que se registren para el seminario web recibirán detalles de acceso por correo electrónico 24 horas antes del seminario web.

Tras el anuncio del acuerdo entre Nación y el Banco de Inversión Comercio Exterior (BICE) para apalancar proyectos de generación distribuida, desde el sector energético plantearon que, en ciertos casos, resultará difícil de implementar ya que hay dificultades para importar equipos necesarios para la construcción de proyectos renovables continúa en Argentina, tal como sucedió hace casi de un año atrás, cuando se dio a conocer la situación que se trabajaba en una solución con el ahora ex Ministerio de Desarrollo Productivo.

“Hace meses que no puede entrar ningún embarque de importaciones de tecnología. No se aprueban a pesar que mejorarían la balanza de pagos del país y que a largo plazo reducirían el neto de importaciones de combustibles fósiles (principalmente gasoil) y de gas natural”, sostuvo Gonzalo Rodríguez, socio gerente de Argenware SRL. 

“Y si no dejan importar para energías renovables, seguiremos pagando más importaciones por otro lado. No se entiende la lógica, salvo que haya que frenar todas las importaciones para cumplir con la deuda”, agregó en conversación con Energía Estratégica.  

Según dio a conocer el especialista, los paneles solares ingresan con retrasos, mientras que la electrónica de potencia ni siquiera está disponible en el país. Por lo que si uno de esos elementos (o los soportes) de la inversión falla, los proyectos se demoran más de lo previsto o directamente en algunos casos no se concretan, aún con fabricaciones argentinas. 

Por ejemplo, desde Argenware informaron que poseen 3 MW fotovoltaicos en Neuquén que no se pueden llevar a cabo, mientras que otras cotizaciones se cayeron, debido a la dificultad para traer los equipos desde el extranjero. 

“Se suman más incertidumbres a las que ya se tienen en este juego. Y la gran inquietud es que, cuando se liberen las importaciones y se deba hacer el pago al exterior, no se sabe con qué dólar se deberá efectuar. En teoría, el Banco Central de la República Argentina o Aduana permitirían realizar las importaciones si una de las empresas pone los dólares, pero no se sabe si es dólar MEP o propios”, planteó Rodríguez. 

“Además, la validez de oferta de los fabricantes del extranjero, es corta. Y seguramente otras compañías estén en situaciones similares, incluso para traer baterías”, continuó. 

¿Cuáles son algunos de los motivos? Varios de los productos no están alcanzados por licencias no automáticas de importación, sumado a que los paneles solares no están considerados como un bien de capital, respecto de las posiciones arancelarias con trámite expedito y las que necesitaban aprobación para la importación. 

También se debe considerar que si un importador de paneles FV tiene un registro muy chico y capacidad limitada para traer productos de fuera del país, la autorización será directamente proporcional, ya que va en función de los antecedentes del año anterior y de la cantidad permitida de dólares destinados a ello. Y, en algunos casos, los proyectos ni llegan a presentar SIRAS ( Sistema de Importaciones de la República Argentina)

Incluso, de acuerdo a un relevamiento de la Cámara Argentina de Comercio y Servicios (CAC) sobre dicho sistema detalló que sólo un 24% de las SIRA solicitadas obtuvieron su aprobación en los últimos dos meses, por poco más de 25% del monto requerido.

El Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA) llevó a cabo la presentación de los resultados de su estudio «Aplicaciones del hidrógeno verde en el sector de transporte de Panamá», con grandes hallazgos para el sector energético renovable. 

Allí, Esteban Echeverria Fernandez, consultor de tecnologías de hidrógeno del PNUMA, que para que el hidrógeno verde pueda ser competitivo en Panamá tiene que haber electricidad barata y para que haya electricidad barata existen distintos escenarios por trabajar. 

Como primera medida indicó como necesario resolver el problema del precio regulado como barrera para acceder a mejores precios. De allí se desprendería la iniciativa de promover el autoconsumo virtual como alternativa en la que el generador de electricidad renovable sea quien la requiera en otro punto para la producción de hidrógeno verde. 

“Un dueño de una central eléctrica puede ser dueño de una planta de generación de hidrógeno y si existe algún tipo de manera en la cual esta persona pueda netear consumiendo en un lugar y generando en otro sería ideal”, ejemplificó Echeverria.

Esto permitiría además una mayor trazabilidad, simplificando el proceso de certificación de hidrógeno. Y, si se sumaría la creación de algún mecanismo a partir del cual se pueda obtener electricidad renovable barata, el precio sería inclusive más competitivo.

Para bajar aún más el costo también se plantea evitar o minimizar el transporte del hidrógeno.

“Queremos bajar a USD 6 el kilogramo de hidrógeno verde. Vemos que la mejor forma de hacerlo es básicamente que la planta de hidrógeno esté cerca de la estación dispensadora de hidrógeno para que no haya ningún tipo de transporte adicional involucrado”, observó Echeverria. 

Ahora bien, también se consideró que de bajar la electricidad a valores cercanos a los USD 0,05 kWh se podrían alcanzar entre USD 4 a USD 5 el kilogramo de hidrógeno. 

Posición oficial 

Desde la Secretaría de Energía siguen evaluando los distintos escenarios posibles para reducir costos de la electricidad para la producción de hidrógeno verde. 

Según indicó Rosilena Lindo, subsecretaria Nacional de Energía de Panamá, durante el evento del PNUMA, se analiza desde eólica off-shore hasta solar distribuida. 

Todas las cartas estarían sobre la mesa para que Panamá no deje pasar la oportunidad de posicionarse como líder de esta industria no sólo en producción de combustibles y vector energético, sino también importación de distintas alternativas para su comercialización. 

“Estamos analizando precios más baratos dependiendo del lugar, si lo hacemos con energía solar, si lo hacemos con energía eólica y entre ellas si se aprovechan las oportunidades de explorar energía eólica off-shore y qué pasa si esto sucede en el área de Coclé y Azuero o si lo hacemos más cerca de los lugares en los que creemos que el uso final del hidrógeno verde va a estar más cerca para evitar el transporte como Colón o los alrededores a las áreas asociadas a las logísticas portuarias de nuestro país”, puso en consideración Lindo.

Y reveló que el rango de precios amplio que están descubriendo tras su análisis va de un poco menos de USD 4 el kilogramo hasta USD 8,2 el kilogramo de hidrógeno verde. 

Ayer, la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) publicó un reporte (ver al pie) donde realiza un balance del 2022.

Entre los aspectos más salientes se destaca que, en cuanto a Consultas Previas, la entidad participó en 223 sesiones correspondientes en su mayoría a la etapa de análisis e identificación de impactos y formulación de medidas de manejo, así como en otras etapas en cumplimiento de órdenes judiciales de amparo a la protección al Derecho fundamental a la Consulta previa.

“Gran parte de estas consultas se relacionaron con proyectos de energía renovables y para minería en el departamento de la Guajira, y en menor cantidad para proyectos de infraestructura e hidrocarburos, con comunidades localizadas en Sucre, Córdoba, Putumayo, Valle del Cauca, Bolívar, Cesar y Tolima”, asegura el reporte.

Y puntualiza que, dentro de las nuevas licencias ambientales otorgadas, se destacan 8 licencias que corresponden a proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) para la generación de energía eléctrica por el orden de 1.631,2 MW.

Los proyectos

Según precisa la ANLA, los emprendimientos aprobados están distribuidos en dos parques eólicos y seis parques fotovoltaicos.

Construcción y Operación del Proyecto Solar Escobal 1, 2, 3, 4 Y 5

Ubicado en las veredas Picaleña y Buenos Aires del municipio de Ibagué, departamento del Tolima.

Se estima que este complejo fotovoltaico generará aproximadamente 206 GWh/año a partir del aprovechamiento de recurso solar disponible evitando la emisión de alrededor de 2.354.580 de toneladas de CO2 durante la vida útil de la planta, estimada en unos 30 años.

Parque Solar Fotovoltaico Guaycanes

Ubicado en las áreas del municipio de Puerto Boyacá, departamento de Boyacá y el municipio de Bolívar, departamento de Santander, cuyo objetivo es construir y operar una planta generadora de energía solar fotovoltaica con potencial nominal final de 200 MW.

Parque Eólico Casa Eléctrica

Ubicado en el municipio de Uribia, departamento de la Guajira. El proyecto es uno de los cinco parques eólicos que comprende el complejo eólico Jemeiwaa Ka’i, que se estima entregará 2.900GW/h al sistema una vez que comience a funcionar.

El parque eólico estará compuesto por 60 turbinas eólicas y proporcionará energía al Sistema Interconectado Nacional (SIN) a través de la Subestación Cuestecitas. El parque eólico se construirá en el corregimiento de Carrizal, municipio de Uribia.

Proyecto Fotovoltaico Shangri-La

Ubicado en los municipios de Ibagué y Piedras en el departamento del Tolima, tiene como objetivo el desarrollo de las actividades de construcción, operación y mantenimiento del Proyecto Fotovoltaico Shangri-La, su Línea de Evacuación de 230 kV y la bahía de conexión en la subestación Mirolindo en el municipio de Ibagué.

Proyecto Eólico EO200I

Ubicado en el municipio de Uribia en el departamento de La Guajira, tiene como objetivo construir, operar y mantener un parque eólico con capacidad entre 200 y 224 MW. Para esto se instalarán un máximo de 40 aerogeneradores con una capacidad nominal entre 5 y 5,6 MW cada uno, una subestación elevadora y un sistema interno de cableado subterráneo.

Parque Solar Puerta de Oro

Ubicado en los municipios de Guaduas y Chaguaní en el departamento de Cundinamarca, con una capacidad de 300 MW, tiene como objetivo principal generar energía eléctrica a partir de fuentes no convencionales de energía renovable, aprovechando de manera sustentable el potencial de radiación solar existente en esta zona del país y, a su vez, transmitir la misma al sistema Interconectado Nacional – SIN para su posterior distribución y comercialización.

Parque Solar Fotovoltaico Guayepo

El Proyecto se encuentra ubicado en los municipios de Ponedera y Sabanalarga, departamento del Atlántico, cuyo objetivo es construir, operar y mantener un parque solar fotovoltaico con capacidad de 200 MW y su línea de evacuación de 500 kV.

Para esto se instalarán 10 grupos de inversores, 36 centros de transformación, una subestación elevadora y una línea de evacuación con longitud de 5,92 km.

Parque Solar Andrómeda

El proyecto se encuentra ubicado en el departamento de Sucre, municipio de Toluviejo, y tiene como objetivo la construcción, operación y mantenimiento de un parque fotovoltaico con potencia de 100 MW para entregar al Sistema de Trasmisión Nacional a través de la conexión a una subestación elevadora y una línea de transmisión de 220 kV.

De acuerdo al ANLA, con estos ya son 20 los proyectos que suman 4.187,2 MW de generación, que fortalecerán la incorporación de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) a la matriz energética del país, superando la meta establecida por el gobierno nacional de 1.500 MW para el cuatrienio 2018 – 2022, lo que promete un gran avance en materia de energías renovables para Colombia.

Otra apuesta de la ANLA está relacionada con el reporte de variabilidad climática que en los años 2021 y 2022 permitió a los titulares de los proyectos, obras y/o actividades de interés nacional que son objeto de licenciamiento ambiental, estructurar estrategias de fortalecimiento para la planeación y ejecución de éstos, contribuyendo con un desarrollo económico bajo en carbono y resiliente al clima.

También permitió avanzar en la reducción de emisiones de gases efecto invernadero de los sectores productivos, en línea con los desafíos de la Política Nacional de Cambio Climático, la Ley de Cambio Climático e iniciativas sectoriales.



En el marco de una emergencia climática sin precedentes donde diversos países luchan por reducir sus emisiones, México se encuentra sin una actualización de sus Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDC) y con una regresiva apuesta por energías limpias.

La falta de compromiso del país en esta matriz se vio evidenciada durante la Mesa redonda: Energías renovables y decrecimiento energético.  Allí, Andrés Flores, director de Cambio Climático y Energía en World Resources Institute (WRI), recordó: “La meta expuesta en la COP26 es poco ambiciosa: exhibió la misma en 2020 que había presentado en 2015 con el Acuerdo de París y se consideró regresiva”.

El objetivo planteado era lograr la reducción de tan solo el 22% de sus emisiones de gases de efecto invernadero y un 51% sus emisiones de carbono negro para 2030. 

En esta línea, el especialista apuntó: “Se están tomando decisiones con prejuicios de años atrás, sin ver que el tiempo ha cambiado. México todavía tiene una penetración de energías renovables modernas relativamente pequeña: sólo del 31% de nuestra generación es con energía limpia. Debemos llegar a emisiones cero para mediados del siglo”.

Las ventajas de las energías verdes

Si bien Flores aclaró que México necesita llevar adelante cambios sistémicos para recuperar terreno en políticas que mitiguen el Cambio Climático, describió cuáles son las ventajas que obtendría el país de profundizar su apuesta por las energías renovables.

En este sentido, explicó que si se aplican medidas de eficiencia energética, se pueden lograr ahorros que generan una amortización de costos en tan sólo tres años.  

“Se justifica invertir en la descarbonización de la economía porque tiene beneficios fáciles de contabilizar: se requieren inversiones de 100 mil millones de dólares hacia el 2030 que traerán beneficios de al menos 105 millones”, enfatizó

Además, vale recordar cuánto ha bajado el precio de las energías limpias en los últimos años. De acuerdo al IPCC AR6- WG 3, 2022, las energías renovables tienen ya el mayor potencial de mitigación al menor costo.  En la última década, los costos de la energía solar y la eólica bajaron el 85%y el 55%, respectivamente. 

La implicancia de inversiones fósiles en lugar de energías renovables e innovadoras

México debe reducir las emisiones de manera urgente.  Según el analista. “Es inconcebible construir infraestructura nueva para combustibles fósiles; hay que evaluar el riesgo de quedarnos con activos varados. No deberíamos invertir en una refinería cuando ya sabemos toda esta historia”.

“La economía del mundo está transitando. El Banco de México está preocupado porque se sigue invirtiendo en tecnologías que ya están de salida.  Es fundamental además eliminar totalmente el uso del carbón para la generación eléctrica”, confió.  

La economía se está electrificando mundialmente y la utilización de plantas fósiles quedará obsoleta. Desde el sector predicen que inclusive los medios de transporte para el 2030 seguramente serán mayormente eléctricos. 

Soluciones para reducir emisiones hacia el mediano plazo

De todas formas, para Flores hay luz al final del túnel ya que es posible llegar a una meta de emisiones cero neto en México hacia el mediano plazo y compartió los pasos a seguir.

El financiamiento climático para la mitigación debe ser de 3 a 6 veces mayor para el 2030 para limitar el calentamiento por debajo del 2°C.

“Se requiere una combinación de 21 estrategias de política en todos los sectores, lo cual implica responsabilidad compartida con todos los actores. La mayor transformación debe centrarse en tres sectores que contribuyan con 2 ⁄ 3 de la meta: electricidad, transporte e industria”, aseguró.

Para eso, hace falta una gran transformación en la generación eléctrica con nuevas tecnologías y cambios de patrones de producción y consumo.

Brasil aprobó la reglamentación del marco legal de la micro y mini generación distribuida, bajo la Ley N° 14300/2022. La definición tuvo lugar en las últimas horas del pasado martes, durante la Reunión Pública Ordinaria de la junta directiva de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL). 

Decisión que llegó tras poco más de medio año de retraso (se esperaba que fuera a mitad del 2022) y más de 820 aportes del sector eléctrico, pero que finalmente dispuso, por unanimidad, las especificaciones regulatorias de la nueva ley de generación propia de energía renovable, de hasta 5 MW de capacidad. 

“Es muy importante para el sector energético. Es un trabajo inteligente, buscando equilibrio, y es un avance muy grande frente al que había sido propuesto por las áreas técnicas de ANEEL. Incluso, logramos eliminar la doble cobranza del costo de disponibilidad del uso de las redes de distribución que estaba previsto, con lo cual se evita la impracticabilidad de la generación solar distribuida para la sociedad del país”, explicó Rodrigo Sauaia, presidente ejecutivo de la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), en conversación con Energía Estratégica. 

“Además, hay otros puntos importantes a mejorar en el texto, pero que dependen de ajustes en la ley, por lo que continuaremos trabajando en conjunto con el Congreso Nacional para pacificar estas divergencias remanentes y hacer los ajustes necesarios teniendo así mayor seguridad jurídica claridad, previsibilidad y estabilidad para la aplicación de la Ley N° 14300/2022”, agregó. 

Puntualmente quedó establecido que para las unidades consumidoras del Grupo B, el cobro será exigible sólo después de la instalación del medidor con la funcionalidad de cálculo de demanda de generación, a criterio de la distribuidora. Mientras que para las unidades del Grupo A, cuyo medidor ya incluye el cálculo de la demanda de generación, el cargo por la inyección deberá efectuarse en estas unidades a partir del período de vigencia de la norma.

Además, entre otras cuestiones relevantes de la reglamentación, ANEEL marcó las fechas límites de trabajo para las instalaciones de generación distribuida, entre las que se decidió los siguientes plazos: 

120 días para micro generadores distribuidos, independientemente de la fuente.
12 meses para mini generadores de fuente solar o 30 meses para mini generadores de otras fuentes. 

De esta forma, si la distribuidora, por ejemplo, establece en el presupuesto de conexión un plazo de 6 meses para acceder a una mini generación distribuida desde la fuente fotovoltaica, tendrá hasta 12 meses para implementarse y clasificarse como GD.

Koloszuk de ABSOLAR: “Será un año mejor de lo que fue el 2022 para la energía solar en Brasil”

Por otra parte, si las obras de acceso tienen una duración estimada de 18 meses en el presupuesto de conexión, el plazo previsto en la Ley N° 14300/2022 se suspenderá por el plazo que exceda de 12 meses y el agente deberá estar conectado en la fecha establecida en el presupuesto para asegurarse de los beneficios tarifarios establecidos en el marco legal. 

Mientras que por el lado de los medidores, se determinó que a partir del 2024, los sistemas deberán contar con funcionalidades adicionales para la medición de niveles de tensión e indicadores de continuidad. 

Expansión de la generación distribuida

A lo largo del 2022, se concretaron más 780.000 conexiones de micro y mini generación en todo Brasil, por más de 7,6 GW de potencia instalada (el total de GD ascendió a 16,39 GW). Es decir que hubo un incremento del 60% de las conexiones y del 54% de la capacidad operativa, según dieron a conocer desde la Agencia Nacional de Energía Eléctrica. 

La nueva licitación de renovables y almacenamiento RenMDI, por un total de 620 MW de potencia adjudicable, trajo muchas expectativas en el sector energético de Argentina, considerando que pasaron casi cinco años desde que se anunció la última ronda del Programa Renovar (ronda 3 – MiniRen).

Santiago Yanotti, subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, se hizo eco de la repercusión que generó la convocatoria que se publicó en Boletín Oficial el 2 de febrero y, en diálogo con Energía Estratégica, manifestó las expectativas por el lado del gobierno y brindó detalles de cómo fue el proceso previo al lanzamiento.  

“Se estudiaron los lugares más críticos. Se trabajó con todos los organismos, representantes de cada una de las regiones, la Asociación de Transportistas de Energía de la República Argentina, Transener, el Consejo Federal de Energía y CAMMESA, que vio los puntos rojos del sistema”, explicó.

“Por supuesto que priorizamos los puntos más rojos, no significa que con ello solucionemos todos los problemas, sino que queremos ver cómo funciona. Y de hecho, de escuchar a las provincias, surgió el renglón 2 (para diversificar la matriz) para darle una oportunidad de desarrollo de la biomasa y de pequeños aprovechamientos hidroeléctricos”, agregó

De hecho, el subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, reveló que no estaba prevista que eólica participe, dado que la fotovoltaica tiene un recurso mayor en las zonas prevista, pero desde el sector eólico le plantearon que los dejen participar y que luego el gobierno decida la asignación en base a la competitividad del precio de cada tecnología. 

Y si se toma en cuenta que mediante la Resolución 330/2022 se presentaron 491 manifestaciones de interés por casi 14,5 GW de capacidad, Yanotti reconoció que son altas las expectativas de que se postulen varios proyectos para abarcar los 620 MW disponibles. 

“Esperamos que haya una buena competencia que nos permita levantar generación forzada en todos los puntos mencionados Estamos muy entusiasmados por la licitación“, declaró

“Consideramos que va a haber suficiente para cubrir toda la potencia, esperamos eso porque el interés se manifestó en las MDI y las provincias siguieron consultando de forma sistemática. Y si bien es verdad que los plazos son acotados, entendemos que habrá ofertas suficientes”, aseguró. 

Más licitaciones para potenciar la entrada de renovables

La convocatoria RenMDI no es la única que impactará en el avance de la generación renovable en Argentina, sino que además se busca resolver una problemática que desde el sector energético fue mencionada en reiteradas oportunidades: el cuello de botella existente en las redes de transmisión. 

Y tras algunos años de parate, desde el gobierno apuntan a avanzar en la ampliación de obras de infraestructura eléctrica mediante el Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional III.

“Ya se lanzó la primera gran obra del Plan en Río Negro y Neuquén. Mientras que el pasado 6 de febrero se publicaron los pliegos de la licitación para la construcción de la línea de alta tensión en 132 kV entre El Bracho y Villa Quinteros y la nueva estación transformadora Leales, en la provincia de Tucumán”, precisó quien también se desempeñó como vicepresidente de CAMMESA. 

“Además, están priorizadas Catamarca, Chubut, Entre Ríos, Formosa, Salta y Santiago del Estero, con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y progresa favorablemente ampliar el crédito con la Agencia Francesa de Inversiones y el Banco Europeo de Inversiones a través del Comité de Administración del Fondo Fiduciario (CAF). Sumado a que avanzamos en un esquema que permita al sector privado participar de la construcción de las líneas, garantizándole la prioridad de despacho para la evacuación de energía renovable”, ratificó.  

La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile lanzó una convocatoria para participar en la etapa de presentación de propuestas de proyectos de expansión de la transmisión, en el marco del proceso de planificación anual 2023 del sistema de transporte. 

Este aviso por parte de las autoridades del país llegó pocas después de que el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) del país presentara una propuesta de 55 obras nacionales y zonales que incluyeron desde nuevas líneas de transmisión hasta el aumento de capacidad y ampliación de infraestructura ya existente, que de concretarse, se incorporarán más de 7300 MVA.

En primera medida, se detallaron 7 proyectos pertenecientes al segmento de transmisión nacional, con un valor de inversión referencial de 174,5 millones de dólares, los cuales sumarían casi 130 kilómetros de líneas y 5160 MVA de capacidad adicional al sistema. 

Asimismo, se plantearon otras 16 obras del segmento de transmisión zonal por 104,8 millones de dólares de inversión que, de concretarse, incorporarán 1383 MVA en poco menos de 130 km de infraestructura eléctrica. 

Y de igual manera, el CEN recomendó 32 emprendimientos en subestaciones por aproximadamente 112,4 millones de dólares de inversión (779 MVA), en pos de “liberar congestiones” producidas en 65 transformadores y 22 líneas de la red de transmisión zonal por inyecciones de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD). 

Javier Tapia, director ejecutivo de la Asociación de Transmisoras de Chile, conversó en exclusiva con Energía Estratégica, donde analizó los trasfondos de convocatoria de la CNE y explicó qué posibilidades se abren para el sector energético del país. 

“Nos parece muy extraño que no salió el informe 2022 y ya se estén pensando en las obras 2023, porque en el fondo hay algunas que quedan fuera. Es decir, ya hay un atraso importante con el reporte del año pasado y creo que la Comisión Nacional de Energía no quiere seguir demorando en el 2023, pero tiene ese problema en la transición”, aseguró. 

“Por otro lado, las propuestas del Coordinador nos parecieron magras, sobre todo en obras nacionales, con algunos supuestos que no compartimos. Y tampoco sabemos si propusieron pocas cosas pensando en que el informe 2022 de la CNE iba a traer muchas”, agregó. 

Es decir que existe cierta incertidumbre con respecto a la suficiencia de los recientes proyectos de transmisión sugeridos por el Coordinador Eléctrico Nacional ni qué sucederá con el mercado y con aquellas obras que podrían quedar fuera de la órbita de la expansión del transporte. 

De todos modos, Javier Tapia reconoció que seguramente habrá muchos interesados y que no faltarán ofertas, sino que habrá que hacer foco en qué líneas y subestaciones se licitarán y en cuáles se agregarán por parte de las empresas dedicadas a este tipo de proyectos. 

“Es un proceso anterior a la licitación misma, sobre qué obras serán subastadas, ya que se invita a que, si el sector lo considera, que haya otras alternativas que no sugirió el CEN. Luego la Comisión Nacional de Energía dirá si realmente son necesarias (o no) esas nuevas proposiciones para que, posteriormente, se realice la licitación”, aclaró el director ejecutivo de Transmisoras de Chile. 

Dichas propuestas de expansión del transporte se podrán presentar a partir del lunes 21 de febrero hasta el viernes 22 de abril del año en curso, a través de los correos electrónicos oficinadepartes@cne.cl y plandeexpansion2023@cne.cl. 

Y las mismas deberán cumplir con los requisitos mínimos establecidos en el artículo 108 del Reglamento de los Sistemas de Transmisión y de la Planificación de la Transmisión y en el documento «Descripción Mínima de Proyectos». 

La Feria Internacional de Energía y Medio Ambiente, GENERA 2023, celebra los próximos 21 al 23 de febrero una potente y estratégica edición, alineada con el protagonismo de nuestro país como uno de los principales actores en el desarrollo de energías renovables a nivel mundial; así como con el auge global de las energías limpias y su contribución en la transición hacia un sistema energético sostenible de cara a los objetivos climáticos 2050, y mostrando un escenario de grandes oportunidades para toda la cadena de valor de esta industria.

Según el informe los Renewable Energy Country Attractiveness Index, que clasifica los 40 principales mercados de energía renovable del mundo según el atractivo de sus oportunidades de inversión para que nadie se quede atrás, España se sitúa en el octavo puesto de los países con mayor atractivo inversor en energías renovables, escalando una posición respeto a la anterior edición de GENERA, en la clasificación mundial de este año.

Organizada por IFEMA MADRID, con el apoyo del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, a través del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía, IDAE, GENERA 2023 presenta este año un vigoroso crecimiento de todos sus parámetros congregando a 385 expositores directos, de 21 países, a lo largo de 18.000 m2. de exposición.

Con estos excelentes datos, GENERA llega a sus mejores cifras dibujando la línea de crecimiento ininterrumpida desde 2018. En cifras, la participación total en GENERA (nacional + internacional) crece en un 45% respecto a 2022 y aún es más significativo el aumento de la superficie expositiva que en esta ocasión se extiendo a lo largo de dos pabellones (8 y 10) incrementando la ocupación en un 70%.

Marcada Internacionalización

Igualmente es de especial relevancia el crecimiento de la presencia internacional que se eleva a 141 empresas lo que representa cerca del 37% de la participación total en GENERA, En este mismo capítulo hay que señalar la tendencia de crecimiento que viene experimentando la feria la participación de empresas procedentes de China, además de las empresas de Alemania, Italia, Turquía, Países Bajos y Portugal.

Jornadas Técnicas GENERA 2023

GENERA completa su contenido con el desarrollo de un programa de Jornadas Técnicas que, durante cuatro días reunirá a expertos del sector para analizar y debatir sobre cuestiones tan relevantes como la transición energética y nuevos modelos a partir de las comunidades energéticas; el almacenamiento energético; el hidrógeno verde; autoconsumo, y los procesos de descarbonización en el sector, entre otros temas. Más de 20 sesiones organizadas de la mano de las principales asociaciones sectoriales, centros tecnológicos y administraciones públicas.

La feria también acoge una serie de sesiones informativas y presentaciones de producto enmarcadas en FORO GENERA que abordarán nuevos desarrollos industriales, tecnológicos, y esquemas de financiación, entre otras propuestas. A ello se suma el FORO GENERA SOLAR, organizado junto a la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) que pondrá el foco en la descarbonización en el ámbito rural, y en el impulso de energías renovables en el contexto de inflación creciente, y otros temas.

Galería de Innovación

Además, y como cada año la Galería de Innovación de GENERA mostrará algunas de las líneas de investigación en materia de energías renovables y eficiencia energética en las que trabaja el sector, a través de una selección de proyectos con un claro componente de innovación tecnológica, seleccionados por un jurado de expertos.

SPIREC, una oportunidad para el fomento de energías renovables en todos los niveles

Como novedad y de forma paralela a GENERA se celebra, los días 20 al 23 de febrero, la Conferencia Internacional de Energías Renovables (SPIREC), organizada por el Gobierno de España, a través del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), y la plataforma internacional REN 21, convirtiendo a Madrid ya España se en el centro mundial de las energías renovables SPIREC23 será el punto de encuentro entre líderes políticos, empresas, ONG y expertos para debatir sobre las mejores políticas públicas, iniciativas privadas y experiencias de fomento de las energías renovables a todos los niveles.

Ese intercambio internacional entre todos los agentes interesados ofrece un enfoque único para profundizar y ampliar el debate sobre cómo lograr un sistema energético que apoye el desarrollo sostenible y los objetivos climáticos: avanzando desde la aceptación social a la participación ciudadana, proporcionando los recursos humanos cualificados necesarios, la geopolítica de los minerales críticos, maximizando las oportunidades de industrialización o el desarrollo de una sólida cadena de hidrógeno verde, entre otros. La elección de España para acoger esta conferencia internacional que se celebra cada dos años -las últimas ediciones han recalado en Seúl, Ciudad de México y Ciudad del Cabo- no es casual: el liderazgo español en energías limpias es incuestionable. Es el octavo país del mundo en capacidad total de energía renovable, se sitúa a la cabeza en energía solar fotovoltaica y eólica y ocupa el puesto ocho entre los mercados más atractivos para la energía verde.

Contexto sectorial

España es el octavo país del mundo en energías renovables, está a la cabeza en energía solar fotovoltaica y eólica y ocupa el segundo lugar en Europa en capacidad eólica total (28,2 GW), después de Alemania. Según el “Estudio del Impacto Macroeconómico de las Energías Renovables en España”, de APPA en 2021 los altos precios de la energía y el crecimiento estructural marcaron un impulso récord de la actividad del sector que creció al 50% y representa el 1.58% del PIB nacional.

Por otra parte, según el informe “La Transición Justa dentro del Marco Estratégico de Energía y Clima” del Mincotur, los gobiernos de todo el mundo están acelerando sus programas de energías renovables para reducir su dependencia de la energía importada. Estas medidas incluyen aumentar la generación de renovables, acelerar la diversificación energética y aumentar el almacenamiento de energía. Se identifica, además que la inversión en redes será clave para garantizar el suministro de energía y para alcanzar cero emisiones para 2050. Estos temas, serán clave, junto al de la transición justa que supone la modernización de la economía hacia un modelo sostenible y competitivo que contribuya a poner freno al cambio climático con una estrategia que asegure que las personas y las regiones aprovechen al máximo las oportunidades de esta transición.

La Sierra Madre Occidental de México es una cadena montañosa que abarca todo el oeste del país y el extremo suroccidental de los Estados Unidos. Allí se encuentra Bacadéhuachi, un pueblo del estado mexicano de Sonora donde se encuentra el yacimiento de litio en roca más grande que se conoce en el mundo, según Mining Technology.

Según trascendió hubo un acuerdo entre el presidente Andrés Manuel López Obrador (Amlo) y su par estadounidense, Joe Biden, para compartir información sobre los mencionados yacimientos de litio. En este marco, Amlo fue fuertemente criticado ya que muchos consideraron ese entendimiento como contraproducente a la hora de cuidar el mineral estratégico como propiedad del estado mexicano.

En este marco, el jefe de estado manifestó durante una conferencia de prensa matutina del pasado lunes: «Está muy claro que nosotros defendemos nuestra soberanía porque los recursos son de nuestra Nación. Así como tenemos que proporcionar información sobre nuestros yacimientos de petróleo. En el caso del litio pasa lo mismo. Podemos trabajar juntos respetando las distintas soberanías y complementándonos”.

En esta línea, López Obrador destacó los avances tecnológicos de potencias como Estados Unidos y la importancia de trabajar con capitales extranjeros para motorizar la industria de energías renovables en el país que él preside.

De esta forma, describió: “Estados Unidos va a tener cerca de Sonora chips en Arizona. Además, ya tienen industria automotriz: ahí está la Ford. Nosotros contamos con energía eléctrica renovable con los parques solares y tenemos litio. Así se establecen plantas para la construcción de baterías, se impulsa la industria automotriz y se complementa con los chips. Hay desarrollo”.

“Eso es lo que está haciendo la firma alemana BMW en el caso del estado de San Luis Potosí. Nada más que los componentes mexicanos todavía son del 50%. Queremos que la mayoría de las autopartes, sean fabricadas en México”, añadió. 

El mandatario se refirió a la primera planta de carros eléctricos que se montará en México. Precisó que se van a invertir alrededor de mil millones de dólares y se crearán mil empleos.

La inversión incluye US$550 millones para una nueva instalación de ensamblaje de baterías de alto voltaje para autos eléctricos. 

Para finalizar, reconoció la potencialidad del país: “México tiene una condición estratégica con muchas ventajas comparativas. Es de los tres países más importantes para invertir en el mundo. Nuestro país es muy atractivo para la inversión extranjera”.

El contralor General de la República, Carlos Hernán Rodríguez Becerra, visitó hoy la Central Hidroituango para conocer de primera mano la operación de las unidades 1 y 2 –cada una de ellas de 300 MW- y los avances que se tienen en las unidades 3 y 4 que deberán estar en funcionamiento para este 2023.

El Contralor en su visita hizo un llamado a rodear el Proyecto y al sentido de pertenencia con esta central de generación tan importante para el País, “la apuesta que todos tenemos que hacer es que los proyectos salgan adelante (…) hay que dimensionar todo lo que Hidroituango significa para el país como una solución importantísima frente a la reserva energética”.

En relación con los avances de la Central, el alto funcionario ratificó que “se está avanzando muy bien, desde la casa de máquinas se puede evidenciar que (…) las dos primeras turbinas están funcionando y que con la meta de tener otras dos operando, prácticamente se alcanzará la mitad del proyecto durante el transcurso del presente año”.

Para el futuro inmediato del Proyecto, el Contralor Rodríguez Becerra expresó que se “debe continuar aumentado bastante el flujo de energía de lo que en este momento está produciendo y continuar, con mucho cuidado, con mucha diligencia en la habilitación gradual de las otras cuatro turbinas”.

El alto funcionario estuvo acompañado en su recorrido por el alcalde de Medellín y presidente de la Junta Directiva de EPM, Daniel Quintero Calle, y por el gerente general de la Empresa, Jorge Andrés Carrillo Cardoso. Además del equipo técnico, social y ambiental que garantiza la operación óptima de Hidroituango en sintonía con el entorno y las comunidades.

El gerente general de EPM, Jorge Andrés Carrillo Cardoso, destacó que “las dos primeras unidades de Hidroituango aportan una energía firme de 4.318 Gigavatios GWh/año, la cual le permitirá al país enfrentar el próximo fenómeno El Niño con mayor confiabilidad”.

Desde la entrada en operación comercial con sus dos primeras unidades, la central Hidroituango tiene una capacidad de  600 MW de energía renovable  y económica para Colombia.

Vestas ha presentado una nueva solución que permite el reciclaje de palas eólicas fabricadas con resina epoxi, sin necesidad de cambiar el diseño o la composición de los materiales que forman la pala.

Combinando una tecnología química recientemente descubierta dentro del proyecto CETEC y la colaboración establecida con Olin y Stena Recycling, la solución se puede aplicar a palas actualmente en operación. Esto eliminará la necesidad de rediseñar las palas o desecharlas en vertederos cuando se desmantelen.

“Hasta ahora, la industria eólica ha creído que el material de las palas requería un nuevo enfoque de diseño y fabricación para que fuesen reciclables o incluso circulares al final de su vida útil”, destaca Lisa Ekstrand, vicepresidenta y directora de Sostenibilidad de Vestas.

Y agrega: “A partir de ahora, podemos ver las palas existentes fabricadas con epoxi como posible materia prima para nuevas palas. Una vez que esta nueva tecnología se implemente a escala, tanto las palas enterradas en vertederos como las palas actualmente operativas en parques eólicos pueden ser desmontadas y reutilizadas. Este hito marca una nueva era para la industria eólica y acelera nuestro viaje hacia la circularidad”.

Hasta ahora, las palas de los aerogeneradores han sido difíciles de reciclar debido a las propiedades químicas de la resina epoxi, una sustancia resiliente que se creía imposible de descomponer en materiales reutilizables. Esto ha llevado a muchos líderes tecnológicos a intentar sustituir o modificar la resina epoxi con alternativas que pueden tratarse más fácilmente.

La solución de Vestas se basa en un proceso químico novedoso que puede descomponer químicamente la resina epoxi en materiales vírgenes. El proceso químico se ha desarrollado en colaboración con la Universidad de Aarhus, el Instituto Tecnológico Danés y Olin, socios de Vestas en el proyecto CETEC.

Esta iniciativa es una coalición de la industria y la academia centrada en investigar tecnologías circulares para palas eólicas. “En teoría, el proceso químico descubierto puede convertir las palas eólicas con epoxi, ya sea en funcionamiento o en un vertedero, en una materia prima para nuevas palas. Al basarse en un proceso químico en el que intervienen productos ampliamente disponibles, es muy compatible con la industrialización y, por lo tanto, puede escalarse rápidamente.

Esta innovación no habría sido posible sin la revolucionaria colaboración CETEC entre la industria y el mundo académico, que nos ha permitido llegar hasta aquí”, indica Mie Elholm Birkbak, especialista en Estructuras Avanzadas de Vestas.

Aprovechando esta nueva cadena de valor respaldada por el líder nórdico en reciclaje Stena Recycling y el fabricante global de epoxi Olin, Vestas se centrará ahora en convertir el nuevo proceso químico a una solución comercial. Una vez madura, esta solución marcará el comienzo de una economía circular para todas las palas eólicas con epoxi existentes y futuras.

“Como proveedor líder de sistemas epoxi innovadores, Olin se enorgullece de respaldar la esperada expansión masiva de la energía eólica en todo el mundo. Al utilizar tecnologías únicas, junto con nuestros socios estamos listos para reciclar moléculas y convertirlas en nuevos epoxis que se pueden reutilizar en palas eólicas. Estamos entusiasmados de aportar nuestra experiencia y recursos a esta asociación para lograr soluciones innovadoras de materiales sostenibles para las palas eólicas existentes y futuras”, comenta Verghese Thomas, vicepresidente de Sistemas Epoxi y Plataformas de Crecimiento en Olin.

“En los próximos años, miles de aerogeneradores serán desmantelados o repotenciados, lo que representa un gran desafío de sostenibilidad, pero también una valiosa fuente de materiales compuestos. Como uno de los principales grupos de reciclaje en Europa, tenemos un importante papel que desempeñar en la transición hacia una economía circular. Esta iniciativa representa una gran oportunidad para participar en el desarrollo de una solución sostenible y circular, y estamos listos para aportar nuestra experiencia y conocimiento en reciclaje químico a este proceso”, dice Henrik Grand Petersen, director general de Stena Recycling Dinamarca.

Durante varias décadas, la fabricación de palas con epoxi ha sido una práctica estándar en la industria eólica. En los mercados eólicos más maduros, los primeros aerogeneradores ya están llegando al final de su vida útil. WindEurope estima que para 2025 alrededor de 25.000 toneladas de palas lleguen al final de su vida operativa anualmente.

Una vez madura, la nueva solución ofrecerá a Vestas la oportunidad de fabricar nuevas palas con material reutilizado. En el futuro, la nueva solución también permitirá convertir los materiales compuestos con epoxi en una fuente de materias primas para una economía circular más amplia, que potencialmente abarque industrias más allá de la energía eólica.

La Secretaría de Energía (SNE) comunica que el pasado 2 de febrero de 2023 fue publicada en Gaceta Oficial la Resolución No. MIPRE-2023- 0004167, por medio de la cual se oficializa la apertura del segundo periodo de postulación para los nuevos representantes del sector privado y académico ante el Consejo Nacional de Transición Energética (CONTE).

La citada Resolución sustenta que estando próximo a vencer el primer periodo de los representantes no gubernamentales del CONTE y con fundamento en el artículo 3 del reglamento interno, es necesario que los miembros del sector privado y académico presenten nuevas ternas de sus candidatos, para lo cual deberán enviar una nota a la SNE al correo: infoenergia@energia.gob.pa, donde se incluya la hoja de vida de los mismos y las razones por las cuales desean participar como representantes, tomando en cuenta los criterios de selección que han sido publicados junto a la Resolución antes mencionada. Los seleccionados deberán asumir el compromiso de trabajar activamente en el impulso de la Agenda de Transición Energética.

La Secretaría de Energía estará recibiendo las propuestas con las ternas de los candidatos sectoriales hasta el 2 de marzo de 2023. Cerrado el periodo, la Secretaría publicará en su página web www.energia.gob.pa un listado con los nombres de candidatos principales y suplentes y el resumen de hoja de vida de todas las propuestas recibidas.

La Resolución de la SNE también detalla que los gremios o sectores son los siguientes, tal como se establece en la Resolución de Gabinete No. 93 de 24 de noviembre de 2020 que creó dicho Consejo:

Empresas generadoras de electricidad.
Empresas distribuidoras de electricidad.
Empresas de eficiencia energética y/o instaladoras de paneles solares.
Contratistas de Zona Libre de Combustible.
Empresas importadoras – distribuidoras de combustibles fósiles, sus derivados y biocombustibles.
Gremios profesionales relacionados al tema energético.
Asociaciones de usuarios de energía eléctrica.
El sector académico relacionado al tema energético.

En ese sentido, la Secretaría de Energía convocó a los miembros del Consejo Nacional de Transición Energética y al Panel de Expertos a participar de la Novena Reunión del CONTE, en formato virtual,  el día 16 de Febrero de 2023, de 10:00 AM a 11:30 AM, con  el objetivo de reportar los avances de la transición energética del país en los últimos 5 meses, así como darle la despedida al primer grupo de miembros del sector privado y academia, quienes culminan su periodo de dos años de colaboración activa y decidida en la implementación de la Agenda de Transición Energética del país, de forma justa e inclusiva.

La Comisión Permanente de Asuntos Energéticos del Senado de República Dominicana vuelve a reunirse este miércoles 8 de febrero a partir de las 10 am.

En el orden del día el asunto a tratar involucra continuar con el estudio de la iniciativa legislativa bajo el Expediente No. 01913 relativo al «Proyecto de ley armonizada del subsector eléctrico» presentado por el Poder Ejecutivo Nacional.

El alcance que este proyecto tiene involucra desde la reorganización de la cartera energética, fortaleciendo al Ministerio de Energía y Minas, una actualización del plan de expansión cada cinco años, modificaciones del régimen de concesiones y eliminaciones de beneficios impositivos para nuevos proyectos.

¿Qué cambios radicales traerá aquello? Primeramente, se plantea la supresión de la Comisión Nacional de Energía, el llamado a licitaciones en las que puedan competir energías renovables y eventuales derogaciones de leyes, decretos, reglamentos y resoluciones previas que podrán repercutir negativamente sobre los precios de nuevas centrales de generación.

Al respecto, el presidente de la República, Luis Abinader, firmante de esta iniciativa señala que «a partir de las modificaciones que introduce el proyecto de ley, corresponderá al Ministerio de Energía y Minas, como órgano rector del subsector eléctrico, elaborar, validar y aprobar el plan de expansión de generación y transmisión de energía eléctrica a largo plazo.

Asimismo, este proyecto de ley, de ser aprobado, permitirá atraer nuevas inversiones para la construcción de infraestructuras energéticas que exigen un régimen de concesiones más simple, transparente y ágil, que facilite el desarrollo de los proyectos y la entrada al mercado de nuevos agentes, alineado con las buenas prácticas internacionales y con procesos abiertos y competitivos que contribuyan a promover el desarrollo del mercado eléctrico nacional.

En conclusión, como consecuencia de lo anterior se impulsará al subsector con licitaciones abiertas y competitivas que garanticen las inversiones nacionales y extranjeras para poder ofrecer mejores precios a los consumidores y usuarios”.

En el nuevo escenario que podría propiciar esta nueva eventual ley, ¿qué ocurrirá con los proyectos en proceso de obtención de concesiones provisionales y definitivas? ¿Por qué se eliminarán los incentivos a las energías renovables? ¿Qué impacto tendrá sobre los precios? Son algunas de las preguntas que resuenan en torno a esta iniciativa presentada en el Senado y es por ello que se profundizará su debate.

Es preciso señalar que el tratamiento en torno a este proyecto habría iniciado el mes pasado en la Comisión Permanente de Asuntos Energéticos, pero no se le habría dado un abordaje en profundidad debido a que aquel día (25 de enero) también se habían tratado otros temas polémicos relativos a las licitaciones de 800 MW de gas natural, limpiezas de sedimentos de presas hidroeléctricas y sistemas de energía ante emergencias en elevadores.

Es por ello que, mañana miércoles 8 de febrero, la Agenda semanal de Comisiones indica al “Proyecto de ley armonizada del subsector eléctrico” como único tema de debate durante esta jornada. Para su tratamiento, están citados a esta reunión los siguientes senadores:

-Ricardo de los Santos Polanco

-Ramón Rogelio Genao

-Faride Virginia Raful Soriano

-José M. del Castillo Saviñón

-Santiago José Zorrilla

-Iván José Silva Fernández

-Ramón A. Pimentel Gómez

-Dionis A. Sánchez Carrasco

-David Rafael Sosa Cerda

¿Cómo evalúa que fue la implementación de la Ley de Incentivos de Energía Verde de Puerto Rico?

Habiendo ya pasado por la experiencia de la implementación de varios programas de energía bajo los fondos ARRA, la implementación del Fondo de Energía Verde fue mucho mas eficiente y organizada.  El programa se dio a conocer bastante rápido y el interés del público se vio presente casi de forma inmediata, a nivel que la demanda era más alta que la cantidad de fondos que había.

¿Qué hitos destaca del Programa? 

El programa logró su meta de promover energía renovable y hacerla accesible a un público más grande.  A su vez ayudó a bajar drásticamente los costos de los sistemas fotovoltaicos al establecer un tope a los incentivos por costo por vatio.  Debido a que la Oficina Estatal de Política Pública Energética dependía de otra entidad para desembolsar los incentivos y para mediados de la vida del Fondo la economía del país estaba sufriendo mucho, los pagos en momentos se vieron atrasados causando un poco de disgusto y duda en el proceso.  Sin embargo, los precios de los sistemas bajaron a tal nivel que el público poco a poco fue necesitando menos del incentivo, otra de las metas del programa.

¿Considera que la Ley Núm. 17 – Ley de Política Pública Energética de Puerto Rico llegó a potenciar los incentivos?

No conozco de un incentivo actualmente establecido por la Ley 17.  Sin embargo, crea el Fideicomiso de Energía Verde que a su vez puede crear diversos Programas con los fondos que recibe que podrían incluir programas de incentivos para energía renovable, eficiencia energética (un tema un poco dejado al olvido en Puerto Rico), y otros que contribuyan a la transformación energética de Puerto Rico.

Por un lado me parece que esta entidad podría ser de gran ayuda.  Por otro lado me preocupa lo congestionado que está el panorama de diferentes entidades que tocan el tema energético.  Pienso que de consolidar muchas de estas entidades y claramente establecer quien dicta e implementa la política pública energética en Puerto Rico, nos podemos mover de forma más ágil a transformar a Puerto Rico en el tema de energía.

¿Qué retos enfrentará Puerto Rico para la distribución de fondos federales que ingresarán?

Desde el punto de vista de fondos relacionados a energía, uno de los retos mayores será trabajar alrededor de las expectativas y términos del mismo gobierno federal.  Ninguna otra jurisdicción cuenta con el nivel de escrutinio que cuenta Puerto Rico para el uso de los fondos federales.

El escrutinio casi obsesivo para evitar el supuesto fraude, es el mayor obstáculo para que familias vulnerables o desventajada se beneficien de programas.  Este obstáculo se extiende al área comercial/privada y publica también.

En adición, la desinformación en los procesos estatales y federales reducen la confianza del consumidor o de los potenciales beneficiados.

¿A qué impactos negativos se enfrentan? 

Se crean campañas negativas sobre el proceso de recibir incentivos de fondos federales ya que el consumidor está acostumbrado a un proceso más rápido y menos oneroso (sucedió en algún momento con el Fondo de Energía Verde).

El requisito federal del cumplimiento con guías ambientales, preservación histórica y prevención de malversación de fondos entre otros ocasiona que un incentivo o rembolso que usualmente se procesa con relativa agilidad en otro tipo de fondo, ahora tarde 2 y 3 veces más tiempo con estos fondos de FEMA o CDBG-DR.  Esto alimenta la negatividad y aleja muchas familias o potenciales beneficiados que realmente necesitan esa ayuda.

Entre estos fondos, ¿deberán utilizarse los provenientes de FEMA para el fortalecimiento de infraestructura eléctrica del archipiélago?

Puerto Rico recibe aproximadamente 10 mil millones dedicados a la reconstrucción de la red eléctrica por medio de los fondos 428 de FEMA.  Podría recibir x miles de millones más a través de fondos de mitigación (404 y 406).  Definitivo que tenemos que contar con estos fondos para fortalecer una red que fue fuertemente destruida por el huracán Maria en el 2017.

La combinación de todos estos fondos de FEMA debe dar a Puerto Rico la oportunidad de construir una red más moderna, bajo los estándares actuales, y con la habilidad de inyectarle fuentes diversas de energía o generación (solar a nivel de generación distribuida, solar a nivel de gran escala, viento, gas y otros).

Sin embargo, la red no se reconstruye en 3 o 4 años.  Esto tardará posiblemente 10 años y la gente debe entender que ese es el proceso normal en circunstancias como esta.

Además de desplegar nuevas redes eléctricas y reparar las ya existentes, ¿en qué deberían usarse los fondos para preparar al sistema para el advenimiento de más capacidad renovable variable y almacenamiento energético?

Para un sistema eléctrico que va a tener una inyección grande de energía renovable e interacción con microrredes, es crítico que el mismo cuente con diferentes elementos.

Todo sistema eléctrico moderno cuenta con tecnología suficiente para poder monitorear y controlar todos los aspectos de la red (Smart Grid).  También las líneas deben ser diseñadas y construidas con capacidad suficiente para permitir que la energía fluya en dos direcciones.

Para simplificar el argumento, dos direcciones significa desde la fuente de generación tradicional hasta las cargas y viceversa ya que en donde están las cargas podría existir también un sistema de generación distribuida.  Finalmente, la red debe contar con sistemas de almacenaje de energía ya sea por medio de baterías, almacenamiento bombeado u otra tecnología.

Aparte de la utilización de fondos de FEMA para la reconstrucción de infraestructura eléctrica del país, el Departamento de la Vivienda a decidido utilizar fondos CDBG-DR/MIT para la implementación de programas de incentivos de energía renovable tanto a gran escala como para generación distribuida.  Aunque estos programas estarán abiertos al público en general, buscan servir prioritariamente comunidades vulnerables y familias de bajo o escasos recursos.

De acuerdo a un estudio elaborado en 2021 por McKinsey (DESCARGAR), México podría tener hasta el 64% de costos de producción de hidrógeno verde más bajos que otras plazas. No obstante, el país aún no cuenta con una Estrategia Nacional que permita su aprovechar esta potencialidad.

Sin embargo, según pudo saber Energía Estratégica, México presentaría este año un documento acerca del desarrollo de este vector energético.

“Tenemos entendido que el Gobierno federal está trabajando para presentar este año objetivos de desarrollo para el vector energético”, respalda Israel Hurtado, presidente de la Asociación Mexicana de Hidrógeno y Movilidad Sostenible

En diálogo con este medio, el directivo advierte que si México no avanza en una planificación podría perder tiempo valioso.

“En América del Sur, Chile está jugando un papel importante a nivel internacional. También, lo siguen países como Uruguay, Paraguay, Costa Rica, Brasil y Argentina. Entonces, podemos pagar un costo de oportunidad, sobre todo, si el mundo empieza a comprar hidrógeno y México no está dentro de los posibles proveedores”, observa el especialista.

En su estudio, Wood Mackenzie atribuye tres factores relevantes sobre el país norteamericano para el desarrollo del hidrógeno: 1) el potencial renovable, eólico, solar e hidrotérmico; 2) la ubicación geográfica, posicionada en el centro del continente americano lo cual facilita el comercio exterior a distintos mercados; 3) el tratado de libre comercio entre México, Estados Unidos y Canadá (T-MEC), por medio del cual, México puede exportar hidrógeno por ducto a EEUU.

Potencia industrial

Hurtado destaca que el hecho de que México desarrolle lineamientos específicos para incentivar el hidrógeno renovable daría previsibilidad a la industria: “Hay capacidad industrial de sobra para virar a ese tipo de tecnologías verdes”.

En tanto, destaca: “No solo se trata de producir hidrógeno. Se estima que México puede ser un país líder en la fabricación de celdas de combustibles de hidrógeno para vehículos, en los propios vehículos eléctricos a hidrógeno, turbinas, electrolizadores y toda la industria adicional relacionada. Al final del día, todas las empresas necesitan descarbonizar”.

Regulación

Si bien México espera producir su primera molécula de hidrógeno verde en el primer semestre de este año, todavía debe crearse un marco regulatorio capaz de promover la industria.

“La falta de regulación corta mucho la rapidez con la que pueda desarrollarse la industria. México puede ser uno de los importantes players en hidrógeno a nivel global”, asegura Hurtado.

En este punto, el presidente de la Asociación Mexicana de Hidrógeno y Movilidad Sostenible asegura que se está trabajando en la problemática: “Mantenemos conversaciones constantemente con las diferentes autoridades. Necesitamos normas oficiales mexicanas de operación, mantenimiento y seguridad”.

La Hoja de Ruta de H2 México



“Acabamos de abrir un nuevo proceso de licitación de compra de energía por 62,4 GWh/año para el suministro eléctrico de las instalaciones calificadas como cliente libre del Grupo Ripley, ubicadas desde la región de Arica y Parinacota hasta la región de Los Lagos, que cuentan con un contrato vigente hasta diciembre de 2023”, informó el gerente comercial de Plataforma Energía, Pablo Demarco.

El ejecutivo además indicó que se buscan ofertas de suministro por un período de cuatro y ocho años. El plazo para la recepción de preguntas se extiende hasta el miércoles 8 de febrero, a las 18:00 horas y el cierre del proceso se fijó para el martes 7 de marzo.

Desde el marketplace energético destacan que el Grupo Ripley es uno de los actores más relevantes del retail, tanto en Chile como en Perú. Cuenta con 60 años de trayectoria y su operación abarca los segmentos de retail y los negocios bancario e inmobiliario. En la actualidad, Ripley administra 76 tiendas con más de 470 mil metros cuadrados de superficie de venta, 13 malls y 1,5 millones de tarjetas de crédito con saldo.

“La compañía del retail, al igual que Plataforma Energía, se encuentra preocupada del cuidado del medio ambiente. Por esta razón, busca ser abastecida de energía renovable que cuente con certificaciones I-REC, que es lo recomendado por el Protocolo de Gases de Efecto Invernadero (GHG – Greenhouse Gas), señaló Pablo Demarco.

El ejecutivo de Plataforma Energía agregó que “sin duda, una empresa de este nivel resulta atractiva para los suministradores de energía, ya que abre la posibilidad de entregar servicios que van más allá del abastecimiento de electricidad. Por este motivo, pensamos que será un proceso atractivo para los oferentes y los animamos a estar atentos a los plazos informados”.

Respecto al rol del marketplace, Demarco comentó que “nuestro constante foco en la digitalización e innovación ha permitido implementar exitosos procesos de contratación de energía y gestión de riesgos de manera efectiva y eficiente, asegurando una relación virtuosa entre suministradores y clientes finales. Animamos a los oferentes a efectuar sus mejores esfuerzos en cada uno de los procesos y tener muy presente los plazos de oferta. Son excelentes oportunidades”.

Uno de los propósitos de Plataforma Energía es eliminar las barreras de información existentes para facilitar la contratación de suministro eléctrico, a través de metodologías innovadoras y el desarrollo de una solución tecnológica que ha permitido a los clientes y usuarios obtener las ofertas más atractivas del mercado, según su requerimiento.

La Secretaría de Asuntos Estratégicos de Argentina creó la “Mesa Intersectorial del Hidrógeno”, un espacio público – privado, en el ámbito del Consejo Económico y Social, a fin de contribuir en el diseño de una “estrategia nacional integral” del H2 de bajas emisiones.

Asimismo, la Resolución 3/2023 publicada en Boletín Oficial plantea la promoción de nuevas cadenas de valor del hidrógeno, en el marco del desarrollo sostenible y los procesos de transición energética y de descarbonización. 

Como también la generación de propuestas que contribuyan a que las jurisdicciones y entidades competentes puedan coordinar y articular acciones y políticas en la materia, difundir insumos técnicos, específicos o transversales vinculados al H2, fomentar su economía del y promover el diálogo con el sector privado, la sociedad civil y el sector científico tecnológico. 

“Tenemos recursos naturales como el hidrógeno que vamos a exportar, pero la decisión compartida entre todos los actores es que ese proceso sea acompañado por la localización del desarrollo tecnológico y de producción industrial”, expresó Mercedes Marcó del Pont, secretaria de Asuntos Estratégicos. 

Pero si bien desde el rubro privado vieron como positiva la continuidad de una mesa intersectorial, criticaron la visión de la funcionaria con respecto a ver el hidrógeno como un producto meramente a exportar. 

“Lo bueno es que se intenta darle continuidad a lo iniciado por el Consejo Económico y Social en la gestión de Gustavo Beliz (ahora ex secretario de Asuntos Estratégicos). Ahora lo esperable es que la convocatoria sea amplia verdaderamente, acorde a la dimensión de la tarea. De todas maneras me sigue preocupando que se pienso todo con una inmediatez que no resulta creíble”, sostuvo Juan Carlos Villalonga, presidente de GLOBE y miembro de la PlataformaH2 Argentina, en conversación con Energía Estratégica. 

“Sin embargo, las palabras de Mercedes Marcó del Pont son similares a decir «tenemos computadoras que vamos a exportar». Asimilar al hidrógeno a un recurso extractivo es no entender de qué se trata, porque el hidrógeno es un producto industrial y así debe ser pensado”, agregó. 

“Poseer buenos y abundantes recursos eólico y solar sólo nos sirve para imaginar una posible producción de hidrógeno, no mucho más. Pero a partir de ese potencial es que comienzan las diferentes etapas de una industria que es capital intensiva, desde la generación eléctrica hasta la obtención de productos finales en base a hidrógeno, pasando por la electrólisis del agua. Entonces, es determinante para planificar el desarrollo del hidrógeno bajar dramáticamente los costos de capital, del financiamiento y bajar los riesgos de nuestra economía que encarecen nuestros productos industriales”, continuó.

Cabe recordar que Beliz fue, junto a Matías Kulfas (ex Ministro de Desarrollo Productivo) quienes llevaron adelante parte de la política vinculada al hidrógeno y la estrategia nacional al 2030. E incluso, dicho funcionario fue quien vaticinó que desde Poder Ejecutivo ya trabajaban en un plan de acción y que presentarían un proyecto de ley nacional sobre el H2V. 

Del mismo se dio a conocer que sería un régimen de promoción de treinta años con foco en la producción local, la utilización del H2 en procesos industriales, desarrollo de cadenas de valor y la consolidación de focos productivos, transporte, logística y exportación.

“Serán esquemas de hasta diez años de derechos de exportación de 0% para hidrógeno verde y 1,5% azul y rosado. Hablamos de la exención de pagos de derechos de importación y tasa estadística de impuestos especiales, tasas y gravámenes por una década para la introducción de bienes de capital nuevos, líneas de producción completas, partes, componentes y repuestos, con una visión puesta en que, a futuro, esas mismas empresas se comprometan en el desarrollo de componentes locales”, anticipó Fernando Brun, embajador de Argentina ante Alemania. 

Y aunque aún no se consumó, dentro de la convocatoria a las sesiones extraordinarias del Congreso se incluyó el tratamiento de proyectos de ley para la promoción de nuevas energías, e inversiones con valor agregado en el sector energético.

Iniciativa que aún no se especificó pero no se descarta que allí se abran las puertas al envío de una normativa del hidrógeno, aunque no necesariamente verde, sino con mayores guiños al azul, debido a que Flavia Royón, secretaria de Energía, vinculó la iniciativa del H2 con el gas natural licuado.

Una de las apuestas de Enel Colombia –perteneciente al holding Enel Green Power– para contribuir con la transición energética y descarbonización en el país, se refleja en el parque eólico Windpeshi, ubicado en la Guajira.

Gracias al desarrollo de este proyecto, la compañía ha hecho un importante aporte social al departamento priorizando tres focos: la generación de empleo, el fortalecimiento de la educación y el acceso al agua.

Es pertinente destacar que este es uno de los 16 proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) que se desarrollarán en el departamento en los próximos años y que sumarán 2.502 MW, de los cuales 205 MW provendrán de este parque eólico: Windpeshi.

“La implementación de proyectos de alto impacto como Windpeshi va más allá del desarrollo de infraestructura eléctrica, con estos se genera un evidente aporte positivo en los ámbitos sociales y económicos para la región. Nuestro compromiso decidido con las comunidades avanza a través de los proyectos de valor compartido, cuyo objetivo es apalancar el desarrollo del territorio en beneficio de todos”, declaró Eugenio Calderón, gerente de Enel Green Power Colombia, Perú y Centroamérica.

Se destaca que, en el frente de generación de empleo, la Compañía ha contratado a más de 730 personas durante las distintas etapas constructivas del proyecto, incluyendo 149 de mano de obra no calificada de la comunidad Wayuu.

En cuanto a las iniciativas de valor compartido relacionadas con el acceso al agua, Enel Green Power, con el apoyo de diversos aliados estratégicos, y una inversión de más de 5.600 millones de pesos, ha construido 20 jagüeyes y operado dos pilas públicas (adicional a los recursos de los impuestos).

También adecuó recientemente el acueducto de Media Luna, en el que se invirtieron más de 360 millones de pesos. Estos proyectos han beneficiado a más de 9.300 personas, una cifra que incrementará una vez finalice el desarrollo de una nueva pila pública en los territorios de Jaipaichon y Urraichhipa.

A su vez, ha contribuido con la educación de calidad mediante un convenio con el servicio Nacional de Aprendizaje (SENA), que ha permitido formar a más de 300 personas en elaboración de artesanías con tejido étnico, mercadeo y ventas, emprendimientos sostenibles, construcción básica y comunicación asertiva.

A esto se añaden los talleres impartidos con Artesanías de Colombia para que 12 comunidades aledañas al proyecto eólico Windpeshi afianzaran sus técnicas waireñas y pudiesen participar en Expoartesanías 2021.

Lo anterior, se suma a los cerca de 2.000 millones de pesos invertidos en las compensaciones acordadas con 13 comunidades de la zona de influencia del parque eólico durante el proceso de consulta previa, y a las transferencias del sector eléctrico, equivalentes al 1% de las ventas brutas de energía del proyecto, que se otorgarán una vez Windpeshi entre en operación.

“Nuestro trabajo por la región ha seguido avanzando de manera firme a pesar de las diferentes problemáticas que se han presentado en la construcción de Windpeshi debido a los bloqueos generados por diferentes comunidades. Desde Enel Green Power requerimos avanzar en los ritmos constructivos, para asegurar nuestras iniciativas de inversión económica y social en La Guajira”, agregó Calderón.

Windpeshi requiere ritmos constructivos constantes para aportar a la transición energética

Desde el inicio de la implementación del proyecto se han ejecutado sin pausa, paralelamente a la construcción, programas sociales, económicos y ambientales en beneficio de la zona; sin embargo, situaciones ajenas a la empresa, como los bloqueos adelantados por parte de algunas comunidades, no han permitido trabajar de corrido en el parque, ocasionando dificultades en el avance de sus actividades constructivas.

Esto se suma a que, el año pasado, únicamente fue posible realizar obras durante 137 jornadas completas, que representan el 48% de los días laborables de 2022.

Las vías de hecho se han originado, principalmente, por dinámicas sociales internas de las comunidades indígenas de las zonas aledañas, en las cuales la Compañía se ha visto involucrada sin tener responsabilidad en las mismas, siendo objeto de exigencias sin antes recurrir a un proceso de diálogo y que van más allá del marco de actuación, previsión y prevención de la empresa.

Es de anotar, que, ante los diferentes bloqueos, la Compañía siempre ha promovido escenarios de mediación con todos sus grupos de interés en territorio, incluyendo comunidades indígenas, instituciones y ONG’s.

Ejemplo de ello es la más reciente manifestación por parte de la población Julapa, que está impidiendo el traslado del personal, materiales y maquinaria al parque eólico, provocando limitación de contratación de mano de obra local y de apoyo a los encadenamientos productivos del proyecto, como servicios locales de hospedaje, movilidad y alimentación; esto bajo el argumento de tener que revisar el proceso de consulta previa adelantado con Enel Green Power en 2017, hecho que cumplió las obligaciones estipuladas en el marco normativo.

Este bloqueo es uno de los cuatro que se han presentado en 2023 y de los 33 ocurridos en el proyecto desde 2022, tanto en el parque eólico, como en la vía Uribia-Wimpeshi, que la Compañía también está adecuando. Ello se suma a las diferentes manifestaciones y situaciones de orden público que se han dado en el departamento de La Guajira en los últimos días.

“Las permanentes manifestaciones en el proyecto eólico Windpeshi generan preocupación, pues este parque no sólo aporta de manera significativa a la transición energética de Colombia sino que contribuye con el desarrollo de la Guajira.  Por tal razón, la relevancia de llevar a cabo el proyecto no sólo es una apuesta de la Compañía por la descarbonización, sino de todo un país que le está apostando a una matriz energética más confiable, segura y eficiente”, concluyó Calderón.

Guatemala avanza en el proceso de Licitación Abierta PEG-4-2022 para contratar potencia y energía eléctrica para el periodo del 1 de mayo del 2026 al 30 de abril del 2041.

Desde la Asociación de Generadores con Energía Renovables (AGER) comunicaron a Energía Estratégica que existen altas expectativas en torno a la participación de oferentes en el proceso de Licitación Abierta PEG-4-2022.

“A la fecha se conoce que han comprado las bases de licitación más de 30 interesados”, indicó Anayté Guardado, directora ejecutiva de AGER.

Al respecto, la ejecutiva señaló que se espera que continúe incrementándose la cantidad de oferentes participantes en el actual proceso de licitación abierta, ya que habrá tiempo de adquirir los pliegos hasta un día antes de la fecha de presentación de ofertas estipulada para el 31 de mayo del 2023.

De acuerdo con información publicada por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), para acceder a las bases de la licitación se deberá pagar la cantidad de USD 10000, exceptuando los generadores distribuidos renovables que califiquen como tales (según la regulación vigente) quienes podrán obtener los documentos por USD 3000.

¿Qué precios de oferta se esperan? Considerando las expectativas que se mantienen en torno a la alta participación de los oferentes, Anayté Guardado observó que la competencia podría permitir una reducción de precios.

Sin embargo, la ejecutiva de AGER advirtió como importante a destacar que no existe un parámetro de comparación con la previa licitación abierta a largo plazo que hubo en el país.

“El último ejercicio de licitación se llevó a cabo hace más de 10 años y la evolución de los precios es distinta a los que se presentan en la actualidad. Por lo que no es factible obtener una comparación precisa en cuanto a precios se refiere”, indicó Guardado a este medio.

Y agregó: “Los rangos de las ofertas de las tecnologías eólicas y solares no es posible estimarlos. Lo cierto es que, dado que se tienen altas expectativas de participación, la competencia podría permitir una reducción de precios y esperaríamos que se vean reflejados en los precios ofertados”.

El Ente Operador del Mercado Eléctrico Regional (EOR) estima que las fuentes renovables aportarán un promedio de 79.2% de la energía durante los años 2023 y 2024.

En su informe de Planeamiento Operativo de América Central 2023-2024 reporta que un 51.4% corresponde a generación hidroeléctrica, 12.7% es generación renovable variable (eólica y solar fotovoltaica), 7.8% es biomasa y 7.3% es generación geotérmica.

Aquello no pondría en jaque a la confiabilidad energética del Sistema Eléctrico Regional de América Central. El EOR concluye que, aunque haya déficit energético sólo en el mercado hondureño, los valores no serían de preocupación por el alto nivel de confiabilidad para el suministro de la demanda en todo el horizonte de análisis.

“El sistema cuenta con suficiente capacidad de generación para atender los requerimientos de la demanda de los seis países de la región, así mismo se estima que la red de transmisión soporta convenientemente los flujos en la red de transmisión regional”, señala el informe.

Al respecto, Energía Estratégica comunicó la semana pasada que el nuevo informe contempla el ingreso entre enero del 2023 y diciembre del 2024 de 27 proyectos por un total de 1,660.8 MW de nueva capacidad en los países de la región.

Del total, 25 proyectos por cerca de 500 MW son renovables y se prevén que se sumen al sistema en el periodo 2023-2024.

Centroamérica amplía el parque de generación: son 25 los proyectos de energías renovables entrantes

La hidroeléctrica no perderá terreno. Entre los nuevos proyectos que se avizoran, el próximo a interconectarse es la Central Hidroeléctrica El Tornillito de 198.7 MW a interconectarse en Honduras.

Ahora bien, el gas se asoma como fuente alternativa en la región a través de centrales de gran envergadura en distintos países de la región y que podrían revertir los porcentajes de las térmicas.

Se tienen en cuenta dos proyectos de gas natural: Puerto Sandino de 300 MW en Nicaragua y Gatún de 656.2 MW en Panamá.

Por lo pronto, el parque térmico entre 2023 y 2024 aportará en promedio un estimado de 18.7%, dominada por el aporte de las centrales carboeléctricas con una proporción del 7.3%, seguido de las centrales de gas natural con una proporción del 6.6% y las centrales de petróleo con una proporción del 4.8%.

La Ministra de Minas y Energía, Irene Vélez Torres, inauguró los parques solares fotovoltaicos Cerritos, La Medina y Los Caballeros, cada uno con capacidad instalada nominal de 9.9 MW, que conforman un clúster de proyectos que suman un total de 37 MWp.

“La entrada en operación de estos tres proyectos sin duda, se convierte en una gran noticia para el país y representa un avance en la meta del Gobierno de la Gente contra el cambio climático y una Transición Energética Justa en Colombia, intensificando la participación de las fuentes de energías limpias para todas y todos los colombianos en los territorios”, señaló la jefa de la cartera de Minas y Energía.

Uno de los proyectos, construidos y operados por la empresa Grenergy Renovables S.A, a través de su filial colombiana Grenergy Colombia S.A.S., está ubicado en el municipio de San Sebastián de Mariquita donde operará la planta Cerritos, que consta de 23.744 paneles solares, construidos con tecnología bifacial, es decir, que capta la luz del sol por ambas caras, obteniendo la mayor eficiencia.

Además, estas estructuras tienen una configuración de seguidores solares, que permite que en todo momento los rayos impacten los módulos fotovoltaicos, logrando el mayor aprovechamiento.

Por su parte, los proyectos La Medina y Los Caballeros, ubicados en el municipio de Armero Guayabal, se componen en total de 47.488 paneles solares bifaciales, con soportes fijos. Estas plantas solares forman parte de un conjunto de proyectos de distribución de 37 MWp, los cuales generaron 426 empleos en fase de construcción; el 70% de ellos correspondieron a mano de obra local.

Vale la pena destacar que estos proyectos presentaron una planeación con enfoque de género, cerca del 15% de la mano de obra contratada para su desarrollo fueron mujeres.

Además, para la puesta en marcha de estas tres iniciativas de energía renovable, se realizó una inversión de más de 30 millones de dólares, gran parte de estos recursos en bienes y servicios locales, dinamizando así la economía de la región. Su producción anual de 69 GWh de energía será suficiente para dar suministro eléctrico renovable a más de 40.000 hogares al año.

Según David Ruiz de Andrés, CEO de Grenergy, “la construcción de estos parques solares en Tolima, es un hito que confirma nuestro compromiso por acelerar una Transición Energética Justa y sostenible en un país tan diverso como Colombia. Nos sentimos muy orgullosos de poder continuar acompañando al Gobierno Nacional en el desarrollo de su estrategia de diversificación de la matriz energética. Con este grupo de proyectos confirmamos nuestra confianza y el gran potencial que vemos en el mercado colombiano”.

Es importante señalar que la comercialización de energía está asegurada mediante un acuerdo de venta de energía a largo plazo con Celsia y su construcción ha sido financiada por Bancolombia.

El Ministerio de Minas y Energía socializó ante el comité de los Fondos de Inversión Climática, CIF, su plan de inversiones para los 70 millones de dólares que el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) le otorgó para impulsar la Transición Energética Justa en Colombia. Esto, en el marco del programa REI o de integración de energías renovables.

La ministra de Minas y Energía Irene Vélez Torres, explicó que este Plan de Inversiones para la Integración de Energías Renovables presentado por Colombia, con la asistencia de los bancos multilaterales y de diferentes actores nacionales e internacionales, tiene el objetivo de apoyar los esfuerzos de descarbonización.

En esa línea, apunta a la aceleración de la Transición Energética Justa a la que apunta el Gobierno, pasando de una economía dependiente de los recursos fósiles a una productiva, basada en el respeto a la naturaleza y la democratización del uso y la generación de energías limpias.

“Agradecemos todo el apoyo brindado por el CIF. En Colombia vemos la Transición Energética Justa no solo como una oportunidad para descarbonizar nuestra economía nacional, sino también para lograr la sostenibilidad ambiental y económica a largo plazo, a través de una estrategia inclusiva, en la que los ciudadanos están en el centro de la transición para que se conviertan en agentes activos en los sistemas energéticos”, destacó la ministra.

Además, agregó que esta transición será posible también “involucrando activamente hombro a hombro, a las comunidades ubicadas alrededor de las áreas donde se construyen los proyectos desde el proceso de diseño y también estimulando el uso de bienes, productos y servicios locales”.

La jefa de la cartera señaló que se trabajará por una nueva reindustrialización del país, aprovechando el desarrollo de empresas que puedan proporcionar componentes y servicios a las nuevas tecnologías de generación de energía.

Con este plan de Inversiones el Gobierno del Cambio, busca desplegar tecnologías asociadas al hidrógeno verde, expandir las redes de transmisión con la generación de fuentes no convencionales, involucrando a comunidades vulnerables tanto en la generación de la energía, como en la electrificación rural en aquellas áreas donde se proyectan más redes de transmisión y aumentar las soluciones con energías renovables en más de 19.560 hogares, a través de esquemas asociativos comunitarios y populares, para avanzar en la electrificación del sector transporte.

La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) sometió a consulta pública una propuesta de Disposiciones Técnicas Transitorias para paliar el Déficit de Generación pronosticado para el año 2023.

Allí, contempla regular el servicio complementario de Demanda Interrumpible y realizar licitaciones públicas simplificadas de corto plazo en el Mercado Eléctrico Regional (MER).

Respecto a las licitaciones el procedimiento sería «exprés» y en menos de dos meses las empresas distribuidoras que propongan una convocatoria podrían resolver el lanzamiento de nuevas licitaciones.

Bajo este mecanismo simplificado, las distribuidoras podrán contratar potencia y energía en el MER por periodos de mínimo una hora hasta 120 días calendario. Ahora bien, podrán solicitar a la CREE ampliaciones justificadas de este plazo hasta un máximo de 1 año.

Con la motivación de lograr transparencia y competitividad, la propuesta aclara que «el precio del contrato que resulte del proceso de licitación no será mayor que el costo monómico promedio registrado en el Mercado Eléctrico de Oportunidad sin considerar la energía inyectada al sistema bajo condiciones de generación forzada y el costo de la misma, así como también la prestación de servicios complementarios al sistema durante los últimos 12 meses previos al desarrollo de la licitación pública simplificada».

El informe técnico publicado por la CREE contempla que, para realizar licitaciones públicas simplificadas de corto plazo en el Mercado Eléctrico Regional (MER), sería preciso recibir comentario sobre las siguientes disposiciones transitorias:

Elaboración de la Solicitud de Ofertas por parte de las Empresas Distribuidoras manifestando su interés en realizar una contratación de potencia y energía en el MER.
Descripción y contenido de la Solicitud de Autorización por parte de las Empresas Distribuidoras para recibir dentro de 15 días hábiles la autorización por parte de la CREE para iniciar el proceso de licitación.
Tipo de ofertas por potencia y energía que podrían recibir las Empresas Distribuidoras por parte de Agentes de Mercado del MER de acuerdo con la sección 1.3 del libro II del Reglamento del Mercado Eléctrico Regional (RMER).
Determinación de los plazos para recibir informes de evaluación y adjudicación de ofertas elaborados por las Empresas Distribuidoras y que serán presentados para aprobación por parte de la CREE.
Determinación del plazo para suscribir los contratos después de la autorización de adjudicación por parte de la CREE.
Reglas para la fijación de la duración de los contratos suscritos bajo el procedimiento simplificado de licitaciones públicas de corto plazo en el MER.

El documento, publicado el día de ayer, estará abierto a consulta pública hasta el próximo viernes 10 de febrero del 2023. Los interesados en realizar comentarios deberán hacerlo en modalidad online ingresando al sistema creado para tal fin.

En caso de que se soliciten prorrogas para emitir comentarios, la CREE podrá ampliar el plazo hasta por 15 días adicionales del plazo original.

Avanza la decisión de Gustavo Petro de asumir el control de las políticas generales de administración de los servicios públicos de Colombia. En otros términos, y entre otras cosas, regular tarifas por medio de subsidios públicos.

“Hasta el momento no hay claridad de cómo se va a hacer esta intervención. Se habla del control de precios pero aún no se sabe bien cómo se instrumentará”, confía a Energía Estratégica Miguel Hernández Borrero, presidente de la Asociación Colombiana de Energía Solar (ACOSOL).

El dirigente advierte que, dependiendo de cómo se ejecute esta intervención, la misma podría ser muy nociva para el mercado del autoconsumo de energía renovable.

Explica: “Si las tarifas pasan a ser muy bajas, potenciales autogeneradores interesados van a reconsiderar si invertirán en este tipo de proyectos porque al ser la energía muy barata no será atractivo el retorno de la inversión”.

De acuerdo al referente de ACOSOL, actualmente un equipo de autogeneración se amortiza en cuatro años, a lo que si se le suman los beneficios tributarios el tiempo se reduce a un poco menos de tres años.

¿Cómo quedarían esos plazos si la tarifa eléctrica baja drásticamente por la aplicación de subsidios estatales? “Hay una incertidumbre muy grande que suma un problema más a la situación actual de costos más altos por inflación. No se sabe absolutamente nada; se sabe que se tomará el control en ciertos aspectos pero no cuáles: cómo se va a realizar, si es que el control de precios se segmentará a estratos bajos o a todos los usuarios”, remata Hernández Borrero.

Y solicita: “Desde ACOSOL pedimos que vinculen a entidades como la nuestra, que representamos a los usuarios generadores y está enfocada a toda la cadena de valor, para que escuchen nuestra posición”.

Cobro al transporte de energías reactivas

En otro frente, la entidad de energía solar de Colombia alarma el avance de la posibilidad de que los operadores de red cobren un impuesto extraordinario relacionado al transporte de energías reactivas, el cual sería habilitado por la Resolución CREG 701, que salió a consulta el 10 de enero pasado, hasta el 24 de ese mes. Ahora la CREG analiza su implementación.

“Si el proyecto se aplicara tal como está planteado, pues ya todos los operadores de red se acogerían a esa norma y, tanto los que hoy tienen exentos como los que decidieron no aplicarla, todos podrán ejecutar esta norma y eso será muy perjudicial”, advierte Hernández Borrero.

El presidente de ACOSOL asegura que “esto afectaría a todos los usuarios generadores a pequeña escala, principalmente residencial y comercial, donde si llega a salir en firme, van a pagar más en su factura de energía que antes de ser autogeneradores: Va a ser un claro desincentivo a la actividad”.

“Es una norma que prácticamente legaliza que todos los autogeneradores a pequeña escala queden dentro de la Resolución 015 y esto los afecta porque se le cobra la energía reactiva y esto desalienta totalmente la actividad”, explica.

De acuerdo a un relevamiento de ACOSOL, el 70% de todos los proyectos instalados a nivel país son menores a 100 kW.

Esto se explica porque “no se incentiva la inversión a proyectos mayores a 100 kW porque el costo que tiene que pagar el usuario por el intercambio de energía –kWh generados por los consumidos- es alto, una diferencia de casi el doble de lo que paga uno respecto al otro. Eso desincentiva a la empresa que quiere montar grandes proyectos”.

Efecto reactivo

En un caso concreto, Hernández Borrero detalla que un usuario que pagaba 600 mil pesos por su tarifa eléctrica, pasó a pagar 50 mil pesos por el ahorro que le generaron los equipos solares; pero con el nuevo impuesto de reactivas ahora paga 1,2 millones.

“Es decir, que pasó a pagar el doble que de antes de convertirse en autogenerador”, lamenta el especialista y remata: “Esto es algo que nos preocupa”.

La propuesta de ACOSOL



El Ente Operador del Mercado Eléctrico Regional (EOR) actualizó su informe de Planeamiento Operativo de América Central 2023-2024. Allí, se contempla que entre enero del 2023 y diciembre del 2024 ingresen al sistema 27 proyectos de generación eléctrica que aportarán 1,660.8 MW de nueva capacidad en los países de la región.

Dos centrales a gas natural representan el 58% de la nueva capacidad que se sumará al sistema. Se trata de la Central Puerto Sandino (300 MW) prevista a incorporarse en julio de 2023 en Nicaragua, y la Central Gatún (656 MW) que se interconectaría en septiembre de 2024 en Panamá.

Por el lado de las tecnologías renovables, son 25 los proyectos a interconectarse entre el inicio del 2023 y el final del 2024. Estos corresponden a trece fotovoltaicas, nueve hidroeléctricas, una eólica, una geotérmica y una de biomasa distribuidas entre los seis países participantes del mercado regional.

Los proyectos hidroeléctricos representan el 21% del parque de generación entrante. La Central Tornillito (198.7 MW) prevista a incorporarse en junio de 2024 en Honduras es la renovable de mayor capacidad del listado de nuevos proyectos.

Siguiendo con las hidro, Guatemala incorporará la Central Pojom II (20.0 MW), Costa Rica la Hidro RC1  (20.0 MW), ambas en enero del 2024. El Salvador ya estaría haciendo lo propio en el inicio de 2023 con la hidroeléctrica 3 de Febrero (65.7 MW) y Panamá con las centrales Chuspa (8.8 MW), Colorado (5.7 MW) y El Alto G4 (1.2 MW), a las que luego se les sumarán en julio del próximo año San Bartolo (19.4 MW) y San Bartolo G3 (1.0 MW).

En el caso de las solares fotovoltaicas, El Salvador desplegará en este 2023 seis centrales denominadas Solar 4 (55 MW), Solar 5 (55 MW), Solar 6 (6 MW), Solar 7 (12.3 MW), Solar 8 (15 MW) y Conchagua Power (30 MW). Nicaragua iniciará el 2024 con sus propios proyectos Solar 2 (25 MW), Solar 5 (50 MW) y Panamá ya estaría avanzando con Esti Solar I (9.9 MW), RPM Solar Caizan 03 (10.0 MW), RPM Solar Caizan 04 (10.0 MW), Mendoza Solar (3.0 MW) y el año próximo con Solar Baco (25.9 MW).

Finalmente, en El Salvador se prepara la Geotérmica Berlín U5 (7.0 MW) para finales de 2023, en Costa Rica el Proyecto Eólico #1 (20.0 MW) para inicios del 2024 y en Nicaragua la central de biomasa Monte Rosa U4 (30.0 MW) para finales de 2024.

Gabriela Rijter dejó la Dirección de Energías Renovables tras más de dos años de gestión dentro de la Secretaría de Energía de la Nación. Cargo en el que fue confirmada oficialmente durante el primer año pandémico, precisamente a mediados de agosto del 2020, y que desde entonces se ocupó tanto de las renovables como del área de eficiencia energética en Argentina. 

«La funcionaria dejó la Dirección en buenos términos, en búsqueda de nuevos objetivos y de estar más involucradas con las nuevas tecnologías de la transición energética», aseguraron fuentes cercanas de la Secretaría de Energía en diálogo con Energía Estratégica.

Es por ello que, si bien quedó desligada del área que depende de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, continuará dentro de la cartera energética de Argentina y del Ministerio de Economía de la Nación, pero desde otra perspectiva.

La economista que años atrás fue Coordinadora del Área Cooperación Internacional, de la ex Subsecretaría de Energías Renovables, ahora tendrá un rol de asesoría de relaciones internacionales y transición energética, entre ellas el hidrógeno verde, almacenamiento y otras alternativas sustentables.

De este modo, Rijter continuará desempeñándose en la función pública, donde desde hace largos años atraviesa distintas gestiones, siempre con el foco en promover políticas a favor de la transición y la diversificación de la matriz.

Su salida como directora llegó pocos meses después de que se confirmó la rescisión de contrato de 30 proyectos truncados adjudicados en la subastas del Programa RenovAr, por un total de 778 MW de potencia, y en medio de un contexto de expectativa para el sector, considerando que recientemente se firmó la ampliación de parques renovables por más de 500 MW, mediante el Decreto 476/2019.

Gabriela Rijter: «El mercado de las renovables vuelve a tener movimiento en Argentina»

A lo que se debe agregar que se esperaba con ansias la licitación de renovables y almacenamiento de energía para reemplazar generación forzada, la cual fue lanzada el jueves 2 de febrero del 2023, a partir de los resultados dados en la Res. SE 330/2022, donde hubo 491 manifestaciones de interés por casi 14,5 GW de capacidad. 

¿Quién sería el reemplazo de Rijter?

Según pudo averiguar este portal de noticias, la tucumana Florencia Terán ya se encuentra trabajando al frente de la Dirección de Energías Renovables desde hace algunos días, aunque aún no de manera oficial, pero sería nombrada en el cargo en el transcurso de los próximos días. 

En el Palacio de Hacienda, tuvieron lugar las reuniones de Comisiones Técnicas de “Marco regulatorio: generación distribuida” y “Eficiencia Energética” del Consejo Federal de Energía, inauguradas por la secretaria de Energía, Flavia Royon.

La secretaria de Energía expresó: “No hay política energética sustentable y con mirada de largo plazo posible, sin una visión estratégica común entre la Nación y las Provincias. Tenemos que ser conscientes de que cada realidad es distinta, por eso necesitamos tener esta mirada federal, porque es la que nos va a permitir definir un marco regulatorio en eficiencia energética, un aspecto que consideramos fundamental y en el que necesitamos el aporte de cada provincia”.

En la convocatoria plenaria de diciembre último en el Centro Cultural Kirchner, Royon había puesto en valor al CFE como una instancia de diálogo federal entre el gobierno nacional y las jurisdicciones de todo el país, a quienes les propuso coordinar esfuerzos con el objetivo de reemplazar generación forzada por renovable y promover mecanismos de eficiencia energética.

“Estamos todos involucrados en un gran desafío que es el de profundizar el camino de las energías renovables y esto implica tener en cuenta la situación particular de cada provincia” definió la secretaria, quien estuvo acompañada por los subsecretarios de Energía Eléctrica, Santiago Yanotti, de Hidrocarburos, Federico Bernal, de Planeamiento de Energía, María Cecilia Garibotti y de Coordinación Institucional de Energía, María Florencia Alvarez Travieso, y por el Director del Banco Argentino de Desarrollo (BICE), Julián Maggio.

La coordinación del encuentro estuvo a cargo de la subsecretaria de Coordinación Institucional de Energía, María Florencia Alvarez Travieso, quien remarcó la necesidad de aprovechar los avances de cada provincia y de aunar los esfuerzos para promover medidas similares en todas las jurisdicciones, agradeciendo en particular la participación como expositores de los representantes de las provincias de Córdoba, La Pampa y Río Negro.

A continuación, el directivo del BICE explicó los alcances del Convenio de bonificación de tasa de interés para Proyectos de generación distribuida del FODIS (Fondo para la Generación Distribuida de Energías Renovables), la línea de crédito destinada al equipamiento en paneles fotovoltaicos que apunta a ampliar el parque de usuarios generadores.

Generación Distribuida

El Subsecretario de Energía Eléctrica, Santiago Yanotti, hizo la apertura de la Comisión de Marco Regulatorio, focalizada en la situación de la generación distribuida. Sobre los instrumentos económicos para incentivar la generación distribuida en el mapa nacional, Yanotti consideró que: “hoy vemos que la generación distribuida no se ha desarrollado en el país como nos hubiese gustado a todos, y entendemos que eso está vinculado a una limitante: el acceso al crédito”.

Al respecto, destacó: “Por eso hemos lanzado una línea de financiamiento en trabajo conjunto con el BICE. Es una gran oportunidad para usuarios de todo el país de adquirir equipamiento y sumarse a la generación distribuida”.

El Secretario de Biocombustibles y Energías Renovables de la Provincia de Córdoba, Sergio Mansur, realizó una amplia presentación sobre la experiencia de la jurisdicción en la generación distribuida comunitaria, un concepto novedoso y de gran impacto socioambiental.

Luego de sus respectivas exposiciones, los subsecretarios dialogaron con las autoridades provinciales para consensuar un sendero de largo plazo con eje en la sustentabilidad del sector.