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La UPME anunció este miércoles, en el marco de su trigésimo aniversario, un paquete de 7 obras urgentes, tanto a nivel del Sistema de Transmisión Nacional como del Sistema de Transmisión Regional.

Estas obras se llevarán a cabo en nodos geográficos previamente identificados como críticos por parte del operador del mercado, XM.

Este primer paquete de obras hace parte de la Misión Transmisión, un plan ambicioso impulsado por la UPME, el cual tendrá lugar y entregas durante todo el año. Este primer paquete incluye tres grandes bloques geográficos: Caribe, Chocó y Norte de Santander, regiones que enfrentan problemas persistentes por agotamiento de red. Estas áreas requieren de manera urgente una solución sostenible a mediano plazo.

A nivel de marco legal y jurídico, las obras serán adjudicadas mediante convocatoria pública por medio de un mecanismo de trámite express, que permitirá a la UPME reducir los tiempos administrativos para las convocatorias de obras urgentes. Por otro lado, también incluirá un mecanismo de aprobación en el marco de los planes de expansión de los operadores de red.

El paquete de 7 obras, proyectado para un horizonte de tiempo de 4 a 7 años, permitirá brindar soluciones a problemas recurrentes por restricciones de red y garantizará soluciones estructurales para minimizar el riesgo de demanda no atendida.

De las 7 obras, 3 se efectuarán mecanismo de obras urgentes, reglamentado a través de la Resolución CREG 093 de 2014 y las restantes serán anexadas al último Plan de Expansión de Transmisión de la UPME 2022- 2036.

Bloque Caribe

En la Costa Caribe, se plantean 2 obras a nivel del STR para fortalecer y robustecer la infraestructura eléctrica de la región. La primera consiste en la instalación de compensadores síncronos en los departamentos de La Guajira, Cesar y Magdalena, los cuales representan un hito importante en el sector eléctrico colombiano al ser éstos los primeros equipos de este tipo que se instalarán en el Sistema Interconectado Nacional.

Una segunda obra incluye la nueva Subestación Magangué y líneas de transmisión asociadas, en el departamento de Bolívar, lo que permitirá ampliar la capacidad para abastecer de manera adecuada la demanda.

Bloque Chocó

En la región del Chocó resaltan tres obras que incluyen las nuevas subestaciones Quibdó a 220 kV y a 115 kV y un compensador dinámico de 30 MVAr. Esta última se realizará mediante el mecanismo de obras urgentes, mientras que las dos subestaciones se ejecutarán a través del mecanismo convencional.

Bloque Norte de Santander

En el nororiente del país, la UPME anuncia obras a nivel de ampliación de la subestación Tonchalá, en jurisdicción del área metropolitana de Cúcuta, Norte de Santander y compensadores dinámicos en la existente subestación Ínsula 115 kV. Todas estas obras se realizarán a través del mecanismo convencional.

Para consultar el documento con el detalle técnico de las obras puede ingresar a www.upme.gov.co

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Fundación Bariloche ha abierto la inscripción para su 14° Curso Latinoamericano de Regulación de los Sistemas Energéticos, dictado de modo totalmente presencial en Ciudad de Buenos Aires entre el 23 de septiembre y 4 de octubre de 2024. El curso intensivo se desarrolla de lunes a viernes a lo largo de dos semanas, con un esquema teórico- práctico de 6 horas diarias.

Dirigido a profesionales vinculados tanto con la regulación, planificación y gestión de los sistemas eléctricos, como con otras cadenas energéticas impactadas por los recientes cambios, la incorporación de fuentes renovables en particular. La propuesta retoma la extensa experiencia de la FB en la temática, aplicada principalmente a la cadena de la Electricidad.

El abordaje del sector energético como sistema integral, en contraste con típicos módulos autocontenidos con escaso vínculo entre sí, supone un valor agregado poco frecuente en la oferta de capacitación de la región. El enfoque y el cuerpo docente tiene su origen en el emblemático Curso Latinoamericano de Posgrado en Energía y Política Energético Ambiental (1969 – 2001) con continuidad mediante la Especialización y Maestría en Economía y Planificación Energética y Ambiental.

Esta propuesta de capacitación ha reunido a lo largo de trece ediciones a profesionales de toda Latinoamérica y Caribe que buscan una visión compresiva de la evolución de la regulación energética. A partir de la presentación crítica de los conceptos teóricos en los que se basan los principios regulatorios, aplicables a los sistemas energéticos y su relación con la política y la planificación, se abarcan las diversas dimensiones, su interrelación, impactos y posicionamiento de actores relevantes.

Estos elementos requieren un abordaje multidisciplinario, no sólo por la naturaleza de la prestación de los servicios básicos, sino porque los regímenes normativos persiguen múltiples objetivos y los instrumentos implementados pueden entrar en contradicción.

Los contenidos abarcan desde el análisis de los mecanismos regulatorios para mitigación del cambio climático, la naturaleza de las funciones de costos y factores que inciden sobre la eficiencia estructural de las cadenas productivas del sector energético.

Reflexionando sobre la articulación de los principios regulatorios aplicables a los diferentes mercados componentes de las cadenas energéticas: la formación de precios y tarifas, la comparación con los marcos regulatorios instaurados por las reformas en la Región.

En particular los desafíos que plantea la descarbonización, la asequibilidad y la penetración de las tecnologías de aprovechamiento de fuentes renovable en sus diferentes escalas. El Curso propone un foro para la discusión, particularmente enriquecida con las contribuciones de las y los participantes.

Mas información en el siguiente enlace.

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El proyecto de módulos de alta eficiencia de 10GW en la base de Jingshan de DAS Solar en la provincia de Hubei, China, ha comenzado oficialmente la producción a gran escala.

La base abarca aproximadamente 40 hectáreas y está destinada a la construcción de una línea de producción de módulos de alta eficiencia tipo N de 10GW, una línea de producción de células fotovoltaicas de 2GW y instalaciones de apoyo.

Se está construyendo en dos fases, con una inversión total de 2 mil millones de yuanes en la fase I, que cubre 20 hectáreas.

A finales de 2023 se produjeron un total de 3.18GW de módulos fotovoltaicos de alta eficiencia.

Se espera que el valor anual de la producción supere los 10 mil millones de CNY una vez que ambas fases estén completadas y operativas, convirtiéndose en la base de fabricación de módulos fotovoltaicos más grande de China Central.

Yong Liu, presidente de DAS Solar, declaró que la empresa ha establecido bases de fabricación descentralizadas y aprovechado los recursos locales para establecer un negocio a nivel nacional.

Se espera que la implementación exitosa del proyecto de Jingshan facilite el desarrollo económico local y mejore la cadena industrial.

La base ha completado las fases I y II en 20 meses, y una producción anual de módulos de alta eficiencia tipo N de 10GW ha comenzado la producción a gran escala, acelerando aún más el desarrollo de la industria.

Mientras tanto, DAS Solar promoverá la integración de recursos upstream y downstream en la industria fotovoltaica local, creando más oportunidades para su desarrollo sostenible.

La Zona de Desarrollo Económico de Jingshan y DAS Solar firmaron un acuerdo de cooperación estratégica de cadena de suministro durante el evento. Para promover el desarrollo de alta calidad de la industria fotovoltaica, ambas partes adherirán a los principios de beneficio mutuo y desarrollo conjunto, asociándose para establecer una plataforma de cadena de suministro moderna en Jingshan que conecte a nivel global.

En los últimos años, DAS Solar se ha dedicado a la fabricación descentralizada, estableciendo bases de producción en el este, norte, sur, noroeste y suroeste de China.

Gracias a esta estrategia, la producción, entrega y servicios se han localizado para proporcionar a los clientes una experiencia más conveniente y eficiente. La base de Jingshan ha comenzado la producción estable en su fase I con un valor de producción anual de 3.5 mil millones de CNY y un valor de producción promedio de 500 millones de CNY por mes.

La base se ha convertido en la primera en Jingshan con un valor de producción superior a los 3 mil millones de CNY, acelerando la integración de industrias relacionadas y desarrollando el clúster industrial de energías renovables local al fomentar el desarrollo mutuo de industrias upstream como el vidrio y los marcos de aluminio para módulos.

DAS Solar completó recientemente su primer lote de proyectos de demostración fotovoltaica residencial en Jingshan.

En el futuro, la empresa proporcionará productos fotovoltaicos de alta eficiencia y asequibles aprovechando sus recursos, fuerza en I+D e influencia de marca. Además, DAS Solar integrará soluciones integrales y contribuirá a alcanzar los objetivos de cero carbono en la provincia de Hubei, impulsando la mejora de la estructura de consumo de energía.

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Growatt, proveedor líder mundial en soluciones de energía distribuida, especializado en generación, almacenamiento y consumo de energía sostenible, así como en digitalización de la energía, ha anunciado una emocionante expansión de su gama de productos con varios lanzamientos innovadores programados para 2024.

En la búsqueda continua de la excelencia y contribuir a lograr los objetivos fijados por Europa, Growatt amplía su gama de productos en su línea de almacenamiento comercial e industrial con la incorporación de su nuevo inversor híbrido trifásico WIT 29.9-50K XHU junto con las baterías comerciales AXE, las AXE 30-60H-E1.

Con estos nuevos lanzamientos, Growatt avanza a paso agigantados hacia el futuro de la generación energética limpia y del almacenamiento energético comercial e industrial en su lucha contra la descarbonización.

A la familia de soluciones para almacenamiento industrial existente, se une el nuevo inversor híbrido WIT 29.9-50K XHU (AC380V/400V), el cual ofrece cinco opciones de potencia: 29,9kW,30kW,36kW,40kW y 50kW con funcion UPS, lo que garantiza el suministro de energía para las cargas más importantes, incluso en caso de apagón, y mientras brille el sol.

El nuevo WIT 29.9-50K XHU destaca por tener un rango de potencias de 29.9 a 50kW, escalable hasta los 300kW en sistemas on grid y los 150kW en sistemas off-grid gracias a la paralelización de equipos; admite corrientes de entrada por string de 20A compatibles con los módulos de potencias más altas, soporta el 100% de carga desequilibradas y la sobrecarga del 150% en situaciones off-grid durante 10seg, también es compatible con generadores diesel.

El nuevo WIT 29.9-50K XHU es compatible con la nueva batería comercial recientemente lanzada AXE 30-60H-E1, compuesta por células de Ion Litio Ferrofosfato (LFP), las cuales cuentan con un módulo de control y entre 6 a 12 módulos de batería con una capacidad de 5kWh por módulo, lo que nos daría una capacidad de almacenamiento total del sistema de 60kWh por cabina, escalable hasta los 180kWh mediante la conexión de 3 cabinas de baterías por inversor.

Estas soluciones Growatt se presentaron en Intersolar 2024, la Feria Internacional de Energía y Medio Ambiente que se celebró en Munich el pasado junio.

A todo lo anterior hay que sumar el sistema de Gestión Inteligente OSS, el cual está especialmente diseñado para el instalador y el distribuidor, con potentes funciones de O&M y mediante el cual se puede monitorizar y configurar la instalación fotovoltaica así como cada uno de sus componentes.

En conclusión, el lanzamiento de estos nuevos productos es un hito importante en el desarrollo de los sistemas de energías renovables y nos acerca cada vez más a cumplir los objetivos de descarbonización marcados por Europa. La nueva generación de inversores fotovoltaicos y baterías de litio son más eficientes y asequibles que nunca, lo que los hace accesibles a un mayor número de consumidores. Utilizando estos productos para alimentar nuestros hogares y empresas, podemos reducir nuestra huella de carbono y avanzar hacia un futuro energético más sostenible.

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En los próximos meses, ejecutivos de entidades y empresas y funcionarios de toda la región latinoamericana, se reunirán para discutir los desafíos y oportunidades que rodean a las energías no convencionales.

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

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

ENTRADAS DISPONIBLES

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

Y dentro de la nómina de empresas que acompañarán el evento #FESColombia, Enermart, firma boutique especializada en el mercado de energías no convencionales, encabezará el tercer panel a través de su CEO, Natalia García, con la mirada puesta en analizar Estrategias de inversión, financiación y logística de proyectos renovables en Colombia

Durante el debate moderado por Juan Carlos Badillo, Managing Partner en AtZ Investment, la experta intercambiará posiciones sobre como materializar inversiones sostenibles en el país para aportar a la transición energética.

A su turno, el panel 4 titulado «Innovación constructiva y desarrollo tecnológico como aliados de la competitividad del sector energético en la región Andina» contará la participación de Ximena Castro Leal, Gerente Comercial Colombia de Diprem, Carlos Javier Rodríguez, Country Manager Colombia de Enerfín y Juan Camilo Navarrete, Sales Director Latam de Astronergy.

Con una trayectoria de más de dos décadas en el sector, Diprem ha consolidado su posición como líder en gestión empresarial, al ofrecer servicios integrales que abarcan desde la dirección de obra hasta el reclutamiento especializado. De esta forma, Castro Leal planteará los grandes desafíos que presenta la región tales como la disponibilidad de talento, la formación profesional y la necesidad de reglas claras y políticas de incentivo por parte de los organismos estatales.

Por su parte, Enerfín, filial de energías renovables de Statkraft, revelará su portafolio de proyectos de gran escala en el país y explicará las principales barreras que obstaculizan la entrada de operación de 1 GW de proyectos renovables en período de pruebas.

Asimismo, Navarrete en representación de la compañía fabricante de módulos fotovoltaicos pionera en tecnología N-Type, destacará las innovaciones más eficientes de la industria solar y propondrán cambios regulatorios para facilitar el desarrollo de proyectos fotovoltaicos en el país.

Por todo lo expuesto, FES Colombia nuevamente será un espacio para promover el diálogo y explorar sinergias entre las principales empresas y protagonistas del sector renovable del la región Andina. Adquiera su entrada para acceder a la cumbre a través de este link.

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

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Durante la campaña electoral Claudia Sheinbaum, presidente electa de los Estados Unidos Mexicanos, dijo públicamente estar a favor de la propuesta de «contrarreforma» a la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) que fue promovida por el presidente Andrés Manuel López Obrador, aquella que no terminó de prosperar tras su evaluación en el Congreso y una serie de amparos.

«La LIE no es inconstitucional, es fundamental que la CFE sea una comisión fuerte. AMLO planteó que el 54% de la energía la genere CFE y el 46% los privados. Es una relación razonable. No puede ser es que se beneficie a los privados en contra de la CFE. Eso es lo que está a discusión en este momento”, explicó Sheinbaum (ver más).

Pero ahí no terminaría el asunto. En el corazón de este replanteamiento del sector, uno de los ejes centrales es -dependiendo la óptima de la que se mire- integrar o desaparecer una serie de organismos autónomos, entre ellos el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) que regresaría a la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

Esta semana, durante un foro técnico del Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos (IEEE), el director general del CENACE, Ricardo Octavio Arturo Mota Palomino, se refirió al cambio de rumbo o no que podrá tomar el organismo descentralizado en el sexenio de Sheinbaum.

«Lo que el Doctor Mota comentó es que el siguiente gobierno deberá plantearse la necesidad de que el suministro eléctrico sea nuevamente un servicio público o no y es ahí donde podría caber la posibilidad de que el CENACE se reintegre a la empresa del Estado», aclararon fuentes del CENACE en exclusiva para Energía Estratégica.

Aquello reavivó la discusión sobre la propuesta de «contrarreforma» a la LIE y de los impactos que podrían recibir otros actores del sector, como generadoras renovables privadas.  Gonzalo Monroy, director general de GMEC, consideró que, dependiendo las medidas que finalmente se implementen durante el nuevo gobierno y si se ratifica que CENACE volverá a la CFE, podría haber severas repercusiones en la competitividad y eficiencia del mercado.

«Gran parte de la forma en que CFE trató de ganar mercado tiempo atrás fue a través del CENACE, haciendo uso de la figura de energía fuera de mérito que, vinculado al concepto de confiabilidad del sistema, fue que permitió meter muchas de sus plantas más ineficientes, plantas que con un estricto despacho económico simplemente no hubieran despachado o vendido su energía. De prosperar justamente la reincorporación del CENACE a la CFE haría que desaparezca como operador independiente del mercado y del sistema, creándose este tipo de conflictos de interés», observó Gonzalo Monroy, advirtiendo que de darse a lugar a la propuesta de contrarreforma eléctrica, podrá haber discrecionalidad y las generadoras renovables privadas perder su prioridad de despacho en el sistema eléctrico.

Al respecto, es preciso recordar que la reforma del 2013 de Peña Nieto estableció que tienen derecho a entrar a la red de transmisión y generar energía eléctrica las privadas de energías renovables en primer lugar, luego otras privadas que generan con gas natural y por último las plantas de la CFE.

«En México en la forma o el criterio con el que se hace la asignación del despacho o la compra de la energía por parte del operador es a través de el costo marginal de corto plazo, palabras más palabras menos, es el costo del combustible. De allí, claro lo más barato es obviamente el sol, es obviamente el viento o en el lugar es que sea apropiado y necesario está la parte de la geotermia, hidroeléctricas o hasta la central nuclear de Laguna Verde. Luego ya entra el corazón del sistema que es la parte de los ciclos combinados de gas natural y al final de la cola están las plantas termoeléctricas de combustóleo y plantas de emergencia de diésel», repasó el consultor.

Y añadió: «Ahora, la idea es que CFE siga siendo el jugador predominante, pero preponderante al despachar primero toda la energía que puedan llegar a producir por sobre el resto, que no enfrente competencia y de lo que sobre el mercado -el famoso 46%-, que se lo discutan los privados».

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El cambio climático ha acelerado el riesgo de afectaciones por eventos extremos como “El Niño”, lo cual hace indispensable una mayor electrificación capacidad de la red, sobre todo, en países latinoamericanos donde la matriz se basa principalmente en la energía hidroeléctrica y esta no resulta suficiente para suministrar energía en periodos de estiaje.

La necesidad de descarbonizar estas economías hacia fuentes renovables llevan consigo desafíos tales como mayores picos de demanda, balances de carga y problemas de curtailment propios de la variabilidad de energías no convencionales.

Para dar respuesta a estos retos, la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT), organización sin fines de lucro creada en 2021 con la mirada puesta en el presente y el futuro del sector, llevó adelante el evento “Calidad de distribución de energía eléctrica: experiencias y buenas prácticas regulatorias».

Allí, Roberto Cajamarca Gómez, director de Gestión del Conocimiento Adelat propuso una serie de medidas que ayudarían a mejorar la calidad del servicio eléctrico de los países latinoamericanos mientras avanzan en la transición energética.

“Si bien América Latina ha hecho avances en los últimos años en calidad de distribución, aún hay oportunidades de mejoras. La mayor electrificación del consumo, el cambio de paradigma en la distribución y los flujos bidireccionales crean necesidades como la inversión en infraestructura para nuevas tecnologías, mayores incentivos regulatorios y condiciones de equilibrio económico y tarifario de sustentabilidad financiera”, explicó.

Y agregó: “La regulación influye mucho en la calidad de la distribución. Se requieren incentivos positivos para las inversiones en infraestructura y una institucionalidad que funcione para hacer válidos estos incentivos. Las características de las redes también influyen en la calidad, la configuración de la red, densidad de usuarios y pérdidas de energía. También, lo hacen los eventos externos como cambios climáticos y las afectaciones por terceros”.

De acuerdo al experto, Colombia, Brasil y Perú son los únicos países de Latam con incentivos por cumplimiento, una buena práctica regulatoria que debería ser incorporada en otros países.

A su vez, calificó como positiva la publicación anual de estos países de mecanismos de transparencia y de publicidad de sus indicadores de calidad para la consulta pública. Incluso en algunos casos, existe un ranking anual de empresas con mejor desempeño lo cual también es considerado por ADELAT como un esquema valioso.

De esta forma, Cajamarca Gómez advirtió que la regulación por incentivos es muy exitosa porque alinea los intereses de las distribuidoras con los objetivos de calidad establecidos por las autoridades. Esta regulación puede incluir: tarifas basadas en desempeño, incentivos por metas logradas a largo plazo, cumplimientos de los mínimos exigibles, penalizaciones por incumplimientos, definición de eventos excluibles, mecanismos de participación y transparencia y reportes y supervisión .

Según el vocero de ADELAT, Reino Unido ha creado el Modelo RIIO (Revenue igual Incentives + Innovation +outputs) que resulta un «ejemplo de vanguardia» en términos de regulación por incentivos. 

Se trata de un modelo en el que el ingreso está atado a incentivos financieros y de reputación por eficiencias y reducción de costos pero también a criterios de innovación nuevas tecnologías y soluciones y a resultados relacionados con metas de calidad, seguridad, sostenibilidad y servicio al cliente.

Asimismo, el ejecutivo señaló que en Estados Unidos se han dado programas de incentivos similares a RIIO que han sido muy bien recibidos por el sector. “Incluyen iniciativas muy interesantes para fomentar el despliegue de redes inteligentes, microgrids y resiliencias frente a desastres y ciberataques y programas de eficiencia energética y respuesta de demanda”, argumentó.

En síntesis, el experto llamó a que los países latinoamericanos tomen estos esquemas como modelo y trabajen en un marco regulatorio y normativo que genere confianza para realizar inversiones de largo plazo.

Propuso también el desarrollo de las redes con estándares claros e incentivos equitativos que permitan que las empresas actúen bajo las mismas directrices y faciliten la comparación y evaluación de los indicadores de calidad.

Y añadió: “Se necesita una remuneración de la inversión basadas en costos reales y no teóricos como aún ocurre en algunas empresas de la región. A su vez, se deben fijar metas alcanzables y adaptables a contextos porque no son los mismos retos para comunidades rurales que para zonas urbanas”. 

Asimismo, insistió en el otorgamiento incentivos económicos por metas de calidad que promuevan la incorporación de innovación y mayor claridad en las condiciones para eventos excluibles, es decir, que no impongan cargas probatorias excesivas para las empresas. 

Por último, para el experto, se contribuirá al fomento de inversión con una mayor participación de asociaciones público privadas (APP) y con la facilitación de permisos y licencias de las autoridades para el desarrollo de las infraestructuras que en algunos de los países como Colombia vienen siendo más complejos.

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El Banco Mundial, en colaboración con la Empresa de Pesquisa Energética (EPE), le presentó al Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil un estudio sobre los escenarios de desarrollo de la eólica marina en el país.

El informe tiene como objetivo apoyar la decisión de trazar un camino a largo plazo para las necesidades energéticas de Brasil y al mismo tiempo cumplir con los objetivos de mitigación climática, seguridad energética, tarifas asequibles y desarrollo económico, mediante diferentes escenarios de expansión.

Tal es así que el escenario más ambicioso muestra que la eólica offshore tiene un potencial técnico de más de 1200 GW, incluidos 480 GW de potencial de cimentación fija (a profundidades inferiores a 70 metros) y 748 GW de potencial de cimentación flotante (profundidades de 70 a 1.000 m).

Esto representa cuatro veces la capacidad instalada actual del país; mientras que el costo podría caer de USD 64 (R$ 344) por MWh en los primeros proyectos (alrededor de un 50% por encima de los precios de energía solar y eólica terrestre) a USD 40-50 (R$ 215-268) por MWh hacia el 2050. 

Además, para dicho año podría generar más de 516.000 puestos de trabajo hasta 2050 y aportar un valor agregado bruto de, al menos, R$ 900.000.000.000 a la economía brasileña, según el estudio elaborado entre el Banco Mundial y la EPE. 

“La energía eólica marina puede desempeñar un papel destacado en la matriz energética brasileña. Sin embargo, vale recordar que los primeros proyectos eólicos marinos tendrán un costo de generación mayor que los proyectos terrestres y requerirán una expansión significativa de las capacidades nacionales si Brasil quiere competir con mercados establecidos en Europa, o incluso con nuevos mercados en el continente americano”, señala el reporte.

Cabe recordar que la hoja de ruta de energía eólica offshore que planteó la Empresa de Pesquisa Energética tiempo atrás proyecta que Brasil tendrá 4 GW operativos al 2035 y 16 GW al 2050, lo que representaría el 3% de la generación total proyectada para el país.

Eso significa una inversión de USD 40.000.000.000 hasta 2050 y una tasa media de instalación de poco menos de 1 GW por año, lo que equivaldría a utilizar sólo el 1,2% del fondo marino disponible. 

Sin embargo, el estudio del Banco Mundial también analizó escenarios intermedios y ambiciosos, ya que consideró premisas generales sobre la capacidad eólica costa afuera necesaria para descarbonizar la economía brasileña y lograr emisiones netas de carbono cero.

En el marco de expansión moderada se prevé que la eólica offshore juegue un papel importante en la matriz eléctrica de Brasil, con 8 GW de capacidad instalada hacia 2035 y 32 GW hacia 2050 (6% de la capacidad instalada total del país), ocupando el 2,3% del fondo marino técnicamente viable. 

“Las inversiones se justifican por la ejecución, a un ritmo regular, de 1,8 GW por año de proyectos con un capex total de USD 80.000.000.000 (R$ 430.000.000.000)”, detalla el documento. 

Mientras que el escenario más ambicioso estimó que dicha tecnología puede lograr 96 GW de capacidad instalada al 2050, representando casi una quinta parte de la generación total del país hacia 2050 y ocupando el 7,1% del fondo marino técnicamente viable. 

“Este escenario fue diseñado con el objetivo de colocar a Brasil como un líder importante en el desarrollo de la energía eólica offshore y considera la necesidad de mayor capacidad marina para alcanzar los objetivos de electrificación y descarbonización industrial, especialmente las necesidades renovables para la demanda esperada de hidrógeno verde para 2050 (aprox 100 GW de nueva potencia)”, aclara el archivo. 

El mismo requeriría una inversión total de USD 240.000.000.000 (R$ 1,289 billones] y una tasa promedio de instalación de 5,3 GW por año, lo que sería una tasa de crecimiento muy superior a la de cualquier país hoy, con excepción de China. 

Además, esas adiciones anuales de 5,3 GW impulsarían mejoras sustanciales de la infraestructura existente y nuevas incorporaciones a la capacidad de producción, lo que daría como resultado USD 168.000.000.000 (R$ 902.000.000.000) de valor agregado bruto acumulado y 6.000.000.000 de años ETI acumulados entre 2028 y 2050.

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En un acto protocolario realizado el día de hoy, el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho posesionó a Fanny Guerrero Maya como experta comisionada de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), quien asume este rol con un fuerte compromiso por las tarifas del Caribe.

Fanny Guerrero es Ingeniera Electricista, Especialista en Gerencia Empresarial y Magíster en Administración de Empresas de la Universidad Tecnológica de Bolívar. Su carrera profesional incluye cargos como Gerente de la Empresa de Desarrollo Urbano de Bolívar, Presidenta de la Asociación de Energía del Hidrógeno del Caribe, Vicepresidenta de Promoción y Fomento de la Agencia Nacional de Minería y Gerente de la Empresa de Energía del Caribe.

Además, ha sido docente en las universidades Pontificia Javeriana y Tecnológica de Bolívar, donde impartió cátedras sobre regulación y mercados de energía.

En sus palabras de posesión, Guerrero destacó la importancia de trabajar por tarifas eficientes en la región del Caribe: “Es fundamental que las tarifas reflejen la realidad de nuestra Región Caribe y permitan un acceso a la energía que garantice la competitividad de la región y el bienestar de los colombianos. Mi compromiso es trabajar para lograrlo”.

Su participación en diversas organizaciones, como la Cámara de Comercio de Cartagena y la Fundación Diálogo Social, refuerza su perfil como una líder entregada con el desarrollo regional.

Guerrero está comprometida por promover la política de equidad de género en la Entidad. Ha sido reconocida por su labor y contribución al sector energético con la nominación a la Orden de la Democracia Simón Bolívar otorgada por el Congreso de la República y la nominación a los premios WIN Awards – Women in Energy como mujer líder de la industria y mujer emprendedora.

Con esta designación, la CREG reafirma su compromiso con una regulación participativa y adaptada a las necesidades de todas las regiones del país

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

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

En este contexto, la Asociación Colombiana de Energía Solar (ACOSOL) llevó adelante un evento titulado “El almacenamiento de energía solar en la industria: factor de competitividad» en el que expertos del sector analizaron qué tipos de baterías son las más atractivas para proyectos fotovoltaicos. 

Uno de ellos fue Diego Monroy Ortiz, gerente de operaciones y cofundador de Calom Solar, empresa colombiana con más de 4 años de trayectoria, especializada en la comercialización e instalación de sistemas de energía renovable, quien habló de las virtudes de los sistemas de almacenamiento.

“Las baterías en Colombia ya son accesibles y rentables para todos al brindar confiabilidad en el suministro de la energía eléctrica generando ahorros de hasta el 100%. Los beneficios tributarios han reducido notablemente el tiempo de retorno de las inversiones y en ciertas zonas donde los cortes de energía son frecuentes, estas alternativas cobran mucho sentido”, señala.

Según el ingeniero eléctrico, las mejores baterías para la instalación solar son las de plomo ácido tipo gel y las de litio. No obstante, al comparar ambas tecnologías entre sí, sugiere optar por las de litio al ser más eficientes a largo plazo.

“Las tipo gel no son reciclables y tienen una menor vida útil (5 años) pero son más económicas. En cambio, las de litio presentan una alta vida útil (15 años), altas profundidades de descargas pero son más costosas», explica.

De acuerdo al experto si bien la inversión inicial es más alta, los sistemas de almacenamiento serán las más eficientes a futuro. Por ello, recomiendan a los clientes con presupuestos acotados, comenzar con las plomo ácidos y una vez que ya se cuenta con el capital hacer una transición hacia las de litio.

De todas formas, Monroy Ortiz sugiere que el principal reto para llevar a feliz término proyectos de almacenamiento es identificar de forma correcta la necesidad a través de monitores continuos del consumo para no sobredimensionar los sistemas.

“Reducir y acotar el problema para llegar a una solución directa acorde a la necesidad ayuda a evitar costos de energía altos. Por ello, desde Calom Solar llevamos soluciones rentables y eficientes a la medida de las demandas de nuestros clientes”, afirma.

Por último, al ser consultado por las nuevas consideraciones del RETIE 2024 mediante resolución 40117 del 2 de abril de 2024, el experto señaló los efectos que tendrá  esta actualización en los proyectos fotovoltaicos.

“Es positivo porque contaremos con equipos avalados y certificados con alta confiabilidad en todos los requerimientos de las instalaciones. Sin embargo, como contraparte, se extenderán los tiempos de importación y se puede dar un posible ascenso en costos de los equipos teniendo en cuenta que estas nuevas certificaciones van a requerir más ensayos”, concluyó.

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Energía Estratégica comunicó ayer que la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) lanzó un nuevo Concurso Privado Nacional destinado a realizar un «Análisis de contratos prexistentes conforme a la normativa vigente» (ver). Este medio reconoce que esta medida que busca proveer de armonía al mercado eléctrico hondureño, se vio deslucida por una serie de interrogantes planteados en la publicación precedente, que a su vez fueron malinterpretados en redes sociales.

Es por ello que se ofreció a comisionados de la CREE hacer uso de su derecho a replica para despejar dudas al rededor del proceso; entre ellas, que este concurso no debió ser interpretado como una indicación de renegociaciones futuras.

Desde el organismo regulador, expresaron: «En respuesta a las recientes consultas sobre las actividades de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), deseamos aclarar la situación actual y disipar cualquier malentendido. La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica CREE, en su rol de ente regulador, no posee la potestad para renegociar contratos preexistentes con empresas generadoras, dicha atribución es exclusiva de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) ya que son acuerdos entre partes.

La convocatoria a un proceso de concurso privado no tiene como objetivo la renegociación de contratos, sino más bien asegurar que ciertas acciones particulares que emanan de la función publica estén en plena armonía con la legislación y normativas vigentes. El numero de 12 contratos para ser analizados representa una muestra de los mas de 70 contratos preexistentes en operación.

El proceso de revisión que se está llevando a cabo es una medida estándar de due diligence y cumplimiento a la función de fiscalización, que busca la alineación de los actos administrativos con los marcos legales actuales. Este proceso es una práctica común en la función regulatoria y no debe interpretarse como una indicación de renegociaciones futuras.

Entendemos que la confianza de los inversionistas es fundamental para el desarrollo sostenible del sector energético. Por lo tanto, queremos reiterar que la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) está comprometida con la transparencia, la estabilidad contractual y el respeto a los acuerdos ya establecidos. Este proceso de revisión contractual es un paso hacia la optimización de la eficiencia operativa y la seguridad jurídica, elementos clave para mantener y fortalecer la confianza de los inversionistas y promover el desarrollo futuro de la energía en el país. Para finalizar, reiterar que esta Comisión no participó ni participara en procesos de renegociación de contratos, dichas actuaciones son exclusivas para los agentes que forman parte del Mercado Eléctrico Nacional (MEN)».

La entrada CREE aclara los alcances del proceso de revisión integral de contratos prexistentes con generadoras se publicó primero en Energía Estratégica.

La Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN) presentó su postura ante el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) sobre la solicitud de la rebaja al límite de potencia conectada para que los usuarios puedan optar a ser clientes libres, de 500 kW a 300 kW. 

Hoy en día la Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE) actualmente establece el umbral en los 500 kW, pero la iniciativa busca disminuirlo hasta los 300 kW y que más usuarios del sistema opten por el acceso a más renovables y mejores precios. 

Tal es así que meses atrás el TDLC recibió cerca de 20 observaciones sobre la baja de potencia para optar al mercado libre, entre ellas de parte de la Comisión Nacional de Energía (CNE) que planteó un impacto negativo en los contratos de suministro, como también por parte de ACEN que remarcó la importancia de que más usuarios opten por el acceso a más renovables y mejores precios y que esa transición será paulatina y no moverá la aguja en el sistema.

Por lo que en esta oportunidad, desde ACEN reflotaron el debate ante el TDLC e insistieron en la importancia de que más usuarios del sistema opten por esta alternativa que permitiría el acceso a más renovables y mejores precios. 

“Pensar que en 20 años no podemos bajar el límite de 500 kW a 300 kW parece que tiene por objetivo mantener cautivos a los usuarios en un régimen regulado que, lejos de protegerlos, los perjudica. Todos ellos podrían tener la libertad de elección y los únicos que se oponen son aquellos que los tienen cautivos, apuntó Rodrigo Castillo, abogado en representación de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía

“Por ejemplo, el segmento de 500 a 600 kW ha optado, con información y conocimiento, a cambiarse de régimen. Y no existe un solo caso de abusos en la materia o arrepentimiento por parte de los clientes”, agregó. 

Además, comparó la situación de la parte elegible más pequeña en el mercado libre (500 kW a 600 kW), con la última licitación pública para el suministro de energía y potencia eléctrica para abastecer los consumos de clientes sometidos a regulación de precios. 

De modo tal que en el primero de los casos existen 37 distintos suministradores según el especialista, mientras que en la licitación de suministro 2023/01 sólo hubo 5 oferentes y una empresa adjudicada (Enel) de los 3600 GWh/año subastados (1500 GWh en el bloque N°1 y 2100 GWh en el bloque N°2) en los tres sistemas zonales contemplados y en todos los sub-bloques horarios, a un precio de USD 56,679 MWh. 

“Es decir que el mercado para clientes libres pequeños es mucho más competitivo de aquel para clientes regulados. Y el cambio será paulatino en el tiempo, considerando que el efecto teórico no superaría el 3% de la disminución de competitividad de los contratos regulados”, sostuvo Castillo. 

“Incluso cambiaron las circunstancias de contratación para los usuarios que optan por el régimen libre, de tal manera que existen contratos simplificados, plataformas que pueden hacer las licitaciones on-line”, agregó. 

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La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil recibió 24 propuestas en el llamado para proyectos de hidrógeno del Programa de Investigación, Desarrollo e Innovación (PDI), por un valor de inversión esperado de R$ 2.700.000.000 lo que representa el mayor volumen jamás invertido en una convocatoria esta índole. 

Las iniciativas fueron desarrolladas por 10 empresas junto con 40 cooperativas, 33 entidades ejecutoras y 23 instituciones socias de todo el país, en pos de lograr la integración total con la industria, con soluciones que benefician principalmente a las industrias petroquímica, siderúrgica, alimentaria, papelera y celulósica, según informaron desde ANEEL. 

De la totalidad de las iniciativas, 19 corresponden a plantas piloto de producción de H2 bajo en emisiones de gases de efecto invernadero, que suman 131,74 MW de capacidad por un valor total de R$ 2.684.807.564,93 (aproximadamente USD 483.975.760). 

La mayoría de las propuestas proponen el uso de electrólisis, con variaciones entre electrólisis no especificada (11 ofertas), electrólisis de membrana polimérica protónica (PEM – 6 proyectos) y electrólisis alcalina (2 propuestas).

Los usos finales varían para consumo industrial (12 iniciativas), la elaboración de amoníaco o fertilizantes bajos en carbono (2), el acceso universal a la electricidad (2), proyectos Power-to-X para combustibles sintéticos, movilidad sostenible y blending con gas natural para inyectar en gasoductos. 

Cabe recordar que esa alternativa permitía la presentación de proyectos sistemas de 1 a 10 MW de potencia; aunque aquellos que se ubicaran en sistemas aislados de la red podían tener una capacidad mínima de 50 kW. 

En tanto que dichas plantas piloto podían tener una central anexa construida para producir hidrógeno o puede contratar la energía en el mercado libre de electricidad y el costo será aportado como contrapartida económica del proyecto. 

Por otro lado, también se presentaron 5 iniciativas vinculadas al avance de partes, componentes o prototipos de equipamiento requerido que abarcan aproximadamente R$ 76.428.630 de inversión (USD 13769435).

Esta alternativa en la convocatoria del Programa de Investigación, Desarrollo e Innovación (PDI) alcanzaba tanto al desarrollo de sistemas de conversión (electrolizadores, pirolizadores, pilas de combustible o máquinas térmicas) como al almacenamiento de H2 (restringido a aumentar la eficiencia energética o desarrollar sistemas de recuperación de energía). Por lo que las tecnologías y usos se detallan a continuación: 

Tecnologías: reformado en seco – plasma, H2 comprimido, hidruros metálicos, infraestructura para electrolizadores y equipos de certificación.
Usos finales: producción de H2 y subproductos, almacenamiento de hidrógeno, infraestructura eléctrica, infraestructura de medición, verificación y seguimiento.

Las propuestas serán sometidas a la evaluación por parte de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica hasta el 26 de julio y la expectativa es que sean aprobadas por el Directorio de la ANEEL dentro de 50 días, si se cumplen todos los requisitos.

Una vez transcurrido ese plazo y demostrado el verdadero interés en la ejecución del proyecto, habrá un plazo de 120 días para que den inicio las obras, mientras que en 48 meses deberán estar puestos en marcha. 

La entrada Brasil recibe el interés de más de 130 MW en proyectos piloto de hidrógeno se publicó primero en Energía Estratégica.

Como ya había anticipado Energía Estratégica, en junio de 2024, XM, empresa que administra el Mercado de Energía Mayorista de Colombia, publicó un detallado informe que advierte una tendencia creciente en la adopción de energías renovables dentro del sector energético colombiano, sobre todo de energía solar.

En línea con este crecimiento, la cadena francesa enfocada en la eficiencia energética presente en 17 países del mundo, Green Yellow se compromete a seguir invirtiendo en la región con ambiciosos objetivos para este año.

En conversaciones con este medio, Felipe Camargo, CEO de GreenYellow en Colombia destaca: “Si bien durante la primera década, invertimos 30 mil millones de pesos al año, en 2022 elevamos esa inversión a 170 mil millones y luego a 270 mil millones en 2023, consolidando nuestra fase de crecimiento con velocidad crucero”. 

Y agrega: “Hemos multiplicado la compañía por un número muy grande y esperamos continuar con ese nivel en los años que siguen, con una inversión que ronde los 250 mil millones de pesos. En términos de proyectos solares, el objetivo es iniciar la construcción de al menos 40 MW este año en Colombia”.

En Colombia, la compañía se enfoca en dos vertientes de la energía solar: por un lado construyen plantas conectadas a la red donde inferiores a 20 MW y, por otro lado, instalan granjas de autoconsumo. 

La potencia o dimensión de los proyectos de autoconsumo es directamente proporcional al tipo de negocio y al consumo de energía de sus clientes. Instalan proyectos de 500 kW a 14 MW para diversas industrias como la del retail, agropecuaria, hotelera, etc.

En tanto a las granjas solares conectadas a la red, el ejecutivo explica que se enfocan en proyectos menores a 20 MW porque estos exigen menos trámites ambientales y son más expeditos. 

“La forma de comercializar esa energía varía según la estrategia del momento. Tenemos una comercializadora de energía propia y acudimos a contratos PPAS con distintos plazos o tenemos una exposición a bolsa temporal donde nos favorecemos de lo financiero para luego iniciar un PPA”, afirma.

“Nuestros negocios están bien estructurados: tenemos rigor técnico, jurídico, comercial y financiero. Hemos iniciado varias financiaciones con los principales bancos de Colombia para proyectos solares y de eficiencia energética”, enfatiza.

De acuerdo a la filosofía de la empresa, sus clientes no son una contraparte, sino un aliado estratégico: proporcionan soluciones gana-gana al mercado, a través del ahorro en el consumo y en la tarifa tanto en energía solar de autoconsumo como en proyecto de eficiencia energética. 

De esta forma, a través de la energía solar y la eficiencia energética, la compañía busca contribuir a la estrategia denominada “Estallido 6GW”, liderada por el Gobierno Nacional a través de la cartera de energía.

En línea con estos compromisos, en abril de este año la empresa logró conectar el parque solar Alejandría, en la región de Córdoba, con 22 mil módulos solares distribuidos en 21 hectáreas y una capacidad instalada de 14,3 MWp. 

De acuerdo a la compañía, con este parque se generará 21 mil MWh/año y se espera que se reduzcan 11 mil toneladas de emisiones de CO2, contribuyendo significativamente a la mitigación del cambio climático y al cuidado del medio ambiente. Las emisiones de CO2 evitadas equivalen, en perspectiva, a la siembra de 320 mil nuevos árboles en Colombia.

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La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) publicó un proceso de Concurso Privado Nacional bajo el expediente CPRN-CREE-01-2024 destinado a realizar un «Análisis de contratos prexistentes conforme a la normativa vigente».

Según consta en Honducompras, el Sistema de Información de Contratación y Adquisiciones del Estado de Honduras administrado por la ONCAE, las firmas que ya recibieron invitación formal de la CNEE hasta la fecha son: Aguilar Castillo Love, Lexincorp, Arias, Gufa Law, García & Bordán, Central Law Honduras S.A. y Bufete Rumman Amaya.

El proceso de contratación que inició el pasado miércoles 17 de julio, prevé por calendario responder a todas las consultas de los convocados hasta este viernes 26 de julio, para que la recepción de ofertas se realice el martes 06 de agosto.

Los estudios que confirmen su participación como oferentes competirán por un servicio de consultoría de cuatro meses que incluiría primeramente la revisión integral de doce contratos con el objetivo de analizar minuciosamente cada uno de ellos para identificar cláusulas que podrían verse comprometidas por las disposiciones establecidas en la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE), su reglamento y otras normas técnicas del subsector eléctrico.

Además, se prevé que los abogados identifiquen posibles riesgos legales asociados con los contratos preexistentes y sugerir estrategias para mitigarlos, así como llevar a cabo una capacitación para los equipos técnicos y legales de la CREE sobre los contratos preexistentes y la comprensión y adaptación de la LGIE.

Esta convocatoria se da en un momento delicado entre la sociedad civil, generadores y la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) donde se cuestionan adendas presentadas al Congreso Nacional vinculadas a 18 contratos de energía renegociados durante el año 2022 a días del inicio de la actual administración de gobierno.

¿Se avecina una nueva renegociación de contratos? ¿Esto reducirá la certeza jurídica para los inversionistas? ¿Cómo impactará este proceso a nuevos desarrollos privados de generación eléctrica, en la antesala del inicio de la licitación de 1500 MW? Son algunos de los interrogantes que sobrevuelan este asunto en el mercado hondureño.

ASJ argumenta por qué fue un error renegociar contratos antes de lanzar una licitación en Honduras

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Ignacio Lucas, líder de desarrollo de negocio para Centroamérica y Caribe en AES, expresó preocupaciones significativas sobre los desafíos que enfrentan los proyectos eólicos. Según el referente de nuevos negocios de AES en la región, varios factores están limitando el crecimiento de la energía eólica en comparación con el auge que ha experimentado la energía solar.

Uno de los principales obstáculos identificados por Ignacio Lucas durante su participación en el evento de Future Energy Summit (FES) en el Caribe es la falta de infraestructura de transmisión. «La infraestructura de transmisión no está disponible allá donde vamos a desarrollar», explicó. En lugares como República Dominicana, mencionó que existen limitaciones significativas en la red eléctrica, que están siendo abordadas a medida que se desarrollan nuevos proyectos, pero que, a día de hoy, limitan la conexión de nuevos proyectos eólicos. Esta indisponibilidad de infraestructura sería tal vez el reto más crítico que debiera superarse para permitir la expansión de la energía eólica, pero no el único.

Siguiendo con el análisis del portavoz de AES, otro desafío es la determinación del recurso eólico. «Son solo unos pocos lugares del país donde realmente podemos desarrollar este tipo de proyectos», indicó, refiriéndose a que en el caso del mercado dominicano cada vez son menos las áreas del país donde ya se ha comprobado que es viable desarrollar proyectos eólicos. Además, mencionó que el riesgo climático, especialmente en zonas propensas a huracanes, añade complejidad a la situación. «Hay riesgos asociados. Por eso, desde la parte de seguros, probablemente va a ser muy difícil asegurar un proyecto en determinadas zonas», agregó.

Desde la óptica de Lucas, el tercer reto principal que enfrentan es tecnológico. Lucas destacó que los fabricantes de turbinas están atravesando dificultades económicas, lo que ha llevado a una polarización entre fabricantes occidentales y chinos, con diferencias notables en precios y confiabilidad. «Hay que ver qué tan bancables pueden ser ciertas soluciones y qué tan dispuestos estamos a asumir ciertos riesgos con esa tecnología», afirmó. La incertidumbre en la confiabilidad de las tecnologías disponibles plantea un desafío adicional para asegurar la financiación de los proyectos eólicos.

Además de estos tres retos principales, Ignacio Lucas, líder de desarrollo de negocio para Centroamérica y Caribe en AES, mencionó tres factores secundarios que también están limitando el desarrollo de la energía eólica: la política de promoción, el marco regulatorio y los mecanismos de compensación. En el caso dominicano consideró que la política estaría clara para la promoción de energías renovables y que el marco regulatorio se vendría trabajando a la par. No obstante, en cuanto a los mecanismos de compensación, Lucas explicó que la energía eólica, debido a sus mayores costos asociados y tecnología más cara en la actualidad, está perdiendo competitividad frente a la solar y debería ser fomentada más.

«Nosotros creemos que la energía eólica sigue teniendo y que tiene un espacio dentro de la matriz energética para asegurar esa diversificación, que definitivamente va a aportar a la resiliencia y que va a ayudar a tener un sistema mucho más robusto y estable», expresó en FES Caribe.

Por lo tanto, vio como necesario que mercados como el dominicano empiecen a desarrollar mecanismos de compensación diferenciados para asegurar que la energía eólica pueda competir y complementarse con otras fuentes de generación sostenibles en la matriz energética.

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La Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay hoy finalmente conocerá las ofertas para el diseño, ingeniería, suministros, construcción, montaje, configuración, ensayos y puesta en marcha del parque fotovoltaico Punta del Tigre. 

La planta solar se instalará en la localidad catastral Cerámicas del Sur (departamento de San José) y deberá contar con una potencia instalada en inversores de, al menos, 25 MW en corriente alterna a 25°C, y paneles de al menos 27.5 MWp de capacidad STC. 

Y tras diversas prórrogas de la apertura de sobres (cierre inicial previsto para el 22 de mayo), y a pocas horas de conocerse las empresas interesadas y los precios ofertados, la presidenta de UTE, Silvia Emaldi, conversó con Energía Estratégica sobre las expectativas de la convocatoria y cuáles serán los próximos pasos. 

“Encontramos mucho interés en el mercado, tanto de empresas nacionales e internacionales de las cuales seguramente algunas conformen un consorcio para presentarse. Por lo que hay grandes y buenas expectativas y esperamos que haya varias ofertas, dadas las instancias de visitas que se hicieron al lugar como de consultas que llegaron formalmente”, aseguró. 

“Incluso, muchos de los oferentes también estarán interesados en un futuro parque solar que prevemos desde UTE en los terrenos de Cerro Largo para seguir incorporando energía fotovoltaica”, agregó. 

Si bien Emaldi no se arriesgó en cuanto al número de ofertas y posibles precios para el PS Punta del Tigre, es preciso recordar que la licitación detalla que el valor cotizado por los suministros principales (paneles solares, inversores y estructuras con trackers) no deberá exceder los UYU 400.000.000 (cerca de USD 9.926.000 a tipo de cambio oficial); mientras que la puesta en servicio y recepción final no podrá ser inferior a UYU 40.000.000 (aproximadamente USD 992.600). 

Cabe aclarar que, en caso de cotizar en moneda extranjera, se aplicará el tipo de cambio billete vendedor que rija al cierre del último día hábil anterior a la fecha de apertura de las ofertas, publicados por la Mesa de Cambios del Banco Central del Uruguay.

A partir de la adjudicación realizada por UTE, el ganador de esta licitación tendrá un plazo máximo de 548 días corridos (cerca de un año y seis meses) para la finalización de la obra y las instalaciones deberán estar diseñadas para una vida útil de 30 años.

Además, la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas analizará los resultados de la actual convocatoria para terminar de pulir el nuevo pliego del parque fotovoltaico en Cerro Largo (también llave en mano), considerando que la entidad tiene previsto que, a partir de 2026, debe incorporar módulos de 100 MW de energía solar por año para afrontar la demanda, acompañando el crecimiento de la instalación de generación de UTE hasta el año 2047. 

“Queremos ver cuán competitivas son las ofertas y precios y qué aspectos debemos considerar. Luego veremos en qué momento haremos el lanzamiento de la nueva licitación, pero trabajamos en detalles del pliego dado que recién estamos licitando el primer parque fotovoltaico”, aclaró Emaldi. 

“Además, apostamos fuertemente a la segunda transformación energética del país y la descarbonización de la oferta mediante la propia generación eólica, el uso de electrodomésticos eficientes, la movilidad eléctrica y la incorporación de nuevas tecnologías, como por ejemplo bombas de calor en usos industriales y edificios públicos, entre otros”, complementó.

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Growatt ha sido recientemente clasificado como el número uno en el mercado residencial de México y el número dos en el mercado residencial de América por S&P Global, gracias a nuestra alta cuota de mercado en estas regiones. Además de nuestro éxito en términos de mercado, Growatt también se destaca por su compromiso con la innovación, la reputación de la marca, la calidad del servicio y la responsabilidad social, consolidando nuestra posición como líder en la industria fotovoltaica.

Innovación y Calidad

El éxito de Growatt no es casualidad. Con un portafolio de productos que incluye inversores solares, sistemas de almacenamiento de energía y cargadores de vehículos eléctricos, Growatt demuestra su capacidad para satisfacer las diversas necesidades de clientes residenciales, comerciales e industriales. Su compromiso con la innovación tecnológica es evidente en cada inversión que hacen en eficiencia energética y soluciones inteligentes, asegurando que sus productos se mantengan a la vanguardia del mercado.

Presencia Global y Enfoque en el Cliente

Los productos de Growatt son sinónimo de calidad y fiabilidad, respaldados por numerosas certificaciones y elogios en la industria. La empresa ha establecido una presencia global robusta, apoyada por una red de distribución y servicio que garantiza el acceso a sus productos en todo el mundo, con un soporte postventa local confiable y eficiente. Este enfoque en la satisfacción del cliente fortalece las relaciones a largo plazo y genera confianza.

Compromiso con la Sostenibilidad

La misión de Growatt de promover soluciones energéticas sostenibles resuena con las tendencias globales hacia la adopción de energías renovables y la reducción de la huella de carbono. Esta dedicación a la sostenibilidad no solo mejora su reputación, sino que también alinea a la empresa con un futuro más verde.

Expansión en América Latina

En México, Growatt ha reforzado su presencia con la creación de una subsidiaria y un equipo de servicio postventa local, garantizando un soporte aún mejor para sus clientes en América Latina. Productos como el microinversor NEO 2000M-X y el inversor híbrido SPH 10000TL-HU-US han sido recibidos con entusiasmo en la región. Además, en el ámbito comercial e industrial, la solución integrada WIT con la batería APX ha demostrado ser un avance significativo.

A nivel global, Growatt continúa su expansión, logrando avances importantes en el mercado estadounidense. Fundada en 2010, Growatt ha crecido hasta convertirse en un proveedor líder de inversores solares, con una presencia en más de 100 países. Con una visión a largo plazo de consolidarse como líder en soluciones energéticas sostenibles en América, Growatt sigue estableciendo estándares en la industria fotovoltaica.

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Las Estadísticas de Energía Renovable 2024 publicadas hoy por la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) muestran que, a pesar de que las energías renovables se están convirtiendo en la fuente de energía de más rápido crecimiento, el mundo corre el riesgo de no alcanzar el objetivo de triplicar las energías renovables prometido en la COP28. Para mantener el rumbo, el mundo tendrá que aumentar la capacidad de energía renovable a un ritmo mínimo del 16,4 % anual hasta 2030.

El aumento sin precedentes del 14% de la capacidad de energías renovables durante 2023 estableció una tasa de crecimiento anual compuesta del 10% (2017-2023). Combinado con la constante disminución de la incorporación de capacidad no renovable a lo largo de los años, la tendencia indica que las energías renovables están en camino de superar a los combustibles fósiles en la capacidad energética instalada mundial.

Sin embargo, si el ritmo de aumento del 14% del año pasado continúa, el objetivo de triplicar 11,2 teravatios (TW) en 2030 delineado por el Escenario de 1,5 ° C de IRENA se quedará 1,5 TW por debajo del objetivo, incumpliendo el objetivo en un 13,5%. Además, si el mundo mantiene la tasa histórica de crecimiento anual del 10%, solo acumulará 7,5 TW de capacidad de energías renovables para 2030, incumpliendo el objetivo en casi un tercio.

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El Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas (IPSE), bajo el liderazgo del Ministerio de Minas y Energía, entregó un balance positivo del primer semestre de 2024, destacando el impacto significativo de la ejecución e implementación de proyectos energéticos y la estrategia de Comunidades Energéticas que, a la fecha, ha transformado la vida de 8.872 familias con el acceso continuo a la energía eléctrica.

«Los resultados de este semestre son un testimonio del poder transformador de la energía. No solo hemos llevado electricidad a los hogares, sino que estamos impulsado el desarrollo y la esperanza en comunidades que antes vivían en la oscuridad. Ahora podemos ver los frutos de este esfuerzo conjunto que nos permite llegar a las Zonas No Interconectadas del país con proyectos de alta tecnología e innovación como las centrales de generación híbrida, centrales agrovoltaicas y la instalación de soluciones individuales fotovoltaicas que generan un impacto real y duradero en estas familias”, aseguró Danny Ramírez, director del IPSE.

Entre los proyectos más destacados, se encuentra la central de generación híbrida en Miraflores, Guaviare, que con sus 1323 paneles solares y una potencia de 701KWp, proporciona energía 24/7 a 710 familias.

También, en el corregimiento de Puerto Cachicamo, en San José del Guaviare, el sistema híbrido compuesto por 266 paneles solares, 48 baterías y un grupo electrógeno diésel de respaldo garantiza el suministro a cerca de 100 hogares, brindando estabilidad y seguridad a una comunidad que antes vivía en con horas reducidas del servicio.

Otro avance significativo se ha logrado en Casuarito, corregimiento de Puerto Carreño, Vichada, donde la instalación de 810 paneles solares, con una capacidad total de 372,6 KWp, beneficia a 239 familias. A esto se suma que las comunidades indígenas de Chatare, Carpintero y Venado, en Guainía, han sido beneficiadas con centrales agrovoltaicas que, gracias a las estructuras elevadas, permiten la generación de energía 24/7 y ofrecen espacios para desarrollar actividades productivas, beneficiando a 540 grupos familiares con el desarrollo económico sostenible y respetuoso con el medio ambiente.

Además, el IPSE ha entregado soluciones fotovoltaicas individuales que aseguran que las poblaciones en ubicaciones geográficas dispersas tengan acceso a la energía, beneficiando a 7.283 familias. Entre las zonas favorecidas están Inírida, Barrancominas en Guainía; Pailitas, Cesar; Albania, Barrancas, Hato Nuevo, Maicao, Manaure; Riohacha, VillaNueva en La Guajira; Arauca, Arauquita, Puerto Rondón en Arauca; San Vicente del Caguán, Miraflores en Caquetá; San José del Guaviare, Guaviare; La Primavera, Vichada; Frontino, Urrao en Antioquia; Ipiales, Rosario en Nariño y Puerto Asís, Puerto Leguizamo, San Francisco en Putumayo.

La inversión total entre los proyectos de Centrales Híbridas, Agrovoltaicas y Soluciones Fotovoltaicas Individuales, ha superado los $190 mil millones, reflejando el compromiso con la transformación y el desarrollo de las Zonas No Interconectadas del país. El IPSE continuará su misión de llevar la Energía del Cambio a todos los rincones de Colombia, cruzando cielo, tierra y mar para que cada habitante pueda gozar de este derecho fundamental.

La entrada IPSE energizó a más de 8.800 hogares durante el primer semestre de 2024 se publicó primero en Energía Estratégica.

Ecoener recibió el máximo “Reconocimiento a la inversión extranjera directa en la República Dominicana”, concedido en la edición 2024 durante un evento que tuvo lugar en la sede del Banco Central del país. 

La distinción, otorgada por ProDominicana (Centro de Exportación e Inversión del gobierno de la República Dominicana), premia la trayectoria y la aportación de la compañía presidida por Luis de Valdivia, en su apuesta por ampliar sus operaciones y contribuir positivamente al desarrollo económico y social del país. Durante el evento, se puso también en valor la contribución de Ecoener a la soberanía energética del país y en la lucha contra el cambio climático. 

El presidente de la República Dominicana, Luis Abinader Corona entregó el galardón al vicepresidente ejecutivo de Ecoener, Fernando Rodríguez Alfonso.

República Dominicana ha experimentado un notable crecimiento, convirtiéndose en una economía de referencia en Latinoamérica. Su PIB ha aumentado entorno al 5% de media anual en los últimos años como destaca un reciente estudio del Fondo Monetario Internacional (FMI). 

Rodríguez Alfonso agradeció este reconocimiento y manifestó que “la economía de República Dominicana está creciendo de manera sostenida y estable. Desde Ecoener queremos contribuir a este progreso invirtiendo y haciendo crecer nuestra compañía de manera sólida, como lo está haciendo el país”. 

En el acto estuvieron también presentes el ministro de Industria, Comercio y Mypimes, Víctor Bizonó; el ministro de la Presidencia, Joel Santos; la directora ejecutiva de ProDominicana, Biviana Riveiro, o el embajador de España en la República Dominicana, Antonio Pérez-Hernández y Torra, entre otras autoridades.

Inversión de 289 millones de dólares

En este momento, el plan de inversión de Ecoener en la República Dominica alcanza los 289 millones de dólares para la puesta en marcha de 5 parques fotovoltaicos que aportarán a la empresa 279 MW de potencia instalada.

Dos de ellos, Cumayasa 1 y 2 (97 MW), se encuentran en operación desde el pasado mes de noviembre. Estas instalaciones producen el volumen de energía equivalente al consumo anual de 48.000 hogares, evitan la emisión anual de 140.000 toneladas de CO2 a la atmósfera y el consumo de 17.000 toneladas de combustibles fósiles.

Ecoener generó 300 puestos de trabajo en su construcción y la instalación de los paneles fue realizada mayoritariamente por mujeres, formadas y empleadas específicamente para ello. 

Cumayasa 1 y 2, que contó con una inversión de 100 millones de dólares, incorporan además una novedosa experiencia de agrivoltaica, en la que se combina la producción de energía solar con el pastoreo. Es un modo de implicar y favorecer la simbiosis de la compañía con la sociedad local, conjugando seguridad alimentaria y energética de manera equilibrada y respetuosa con el medio ambiente.

Tres nuevos activos en construcción

Además de las instalaciones ya operativas, Ecoener está construyendo otras tres plantas fotovoltaicas en República Dominicana. 

Por un lado, Cumayasa 4 (62 MW), ubicada en la provincia de La Romana y donde la compañía está invirtiendo más de 63 millones de dólares. 

Por otro lado, las plantas Payita 1 y 2 (60 MW cada una), localizadas en el norte del país, y en las que Ecoener realiza una inversión conjunta de 126 millones de dólares.

Estos tres activos de Ecoener poseerán una capacidad de producción anual conjunta equivalente al consumo de 93.000 hogares, evitarán el consumo de 34.000 toneladas de combustibles fósiles y la emisión de cerca de 200.000 toneladas de CO2 a la atmósfera.

La entrada República Dominicana premia el compromiso inversor de Ecoener por su contribución a la sostenibilidad y la economía del país se publicó primero en Energía Estratégica.

El Departamento de Estado de los Estados Unidos elaboró un nuevo informe denominado “Declaraciones de Clima de Inversión 2024”. En el documento publicado esta semana se recomienda cautela al apostar por nuevos proyectos en Nicaragua.

Esto fue ratificado por el economista y precandidato a la presidencia Juan Sebastián Chamorro, quien en los últimos días calificó el ambiente de negocios en el mercado nicaragüense como “extremadamente hostil para el inversionista”.

La situación no sería nueva, pero se habría acentuado en el último tiempo una ambigüedad entre “apertura y restricciones a la inversión extranjera”. De acuerdo al informe de Estados Unidos, “las autoridades nicaragüenses buscan la inversión extranjera directa para proyectar normalidad y dar señales de apoyo internacional”.

En concreto, sobre políticas industriales vinculadas a energías renovables una serie de beneficios estarían vigentes. Según detalla el informe, habría exenciones fiscales que resultarían de gran atractivo para players que se encuentran ampliando su cartera de proyectos.

Entre los beneficios, se menciona la Ley de Promoción de la Energía Hidroeléctrica (enmendada en 2005/531) y la Ley de Promoción de la Generación de Electricidad a Partir de Recursos Renovables (2005/532). Políticas industriales que ofrecen incentivos para invertir en la generación de electricidad, incluidas las importaciones libres de impuestos de bienes de capital y exenciones de impuestos sobre la renta y la propiedad.

No obstante, indican que “las preocupaciones regulatorias limitan la inversión a pesar de estos incentivos”. Como consideración adicional, apuntan a que la Asamblea Nacional debe aprobar todos los proyectos mayores de 30 MW, lo que daría una cuota de discrecionalidad y no de fundamentos técnicos para autorizar nuevas inversiones en el sector.

En adición, se menciona que la ley que promueve la energía renovable ofrece exenciones fiscales a los inversores en el sector de la energía renovable e incluso que Nicaragua ha modificado la ley varias veces para ampliar las exenciones, la más reciente en septiembre de 2020. “La ley incluye exenciones, cada una válida de dos a cinco años, de los siguientes impuestos: derechos de importación; impuesto al valor agregado; impuesto sobre la renta; impuesto municipal; impuesto sobre la explotación de recursos naturales; y timbre fiscal”, enumera el documento americano.

De hecho, desde Estados Unidos observan que el país ha otorgado ocasionalmente incentivos fiscales amplios para promover grandes inversiones únicas, como aquella que se realizó en 2020 para una planta de energía de propiedad extranjera.

Sin embargo, Nicaragua tiene una larga historia de demandas de expropiaciones gubernamentales sin el debido proceso que ponen en jaque a cualquier inversionista.

“Sigue habiendo una considerable incertidumbre en cuanto a la protección de los derechos de propiedad. Abundan las demandas conflictivas sobre títulos de propiedad y las apelaciones judiciales son lentas y engorrosas. Desde 2018, numerosos terratenientes han denunciado invasiones de tierras por parte de actores afiliados al régimen”, advierte el Departamento de Estado de los Estados Unidos, que además apunta a que no suelen aplicarse mecanismos de solución de controversias entre inversionistas y Estados debido al alto costo y la probabilidad de represalias por parte de las autoridades nicaragüenses.

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El Programa de Desarrollo del Sector Eléctrico Nacional (PRODESEN) en su versión a mediados del año pasado había anticipado cifras ambiciosas para la instalación de nuevas centrales eléctricas en México, proyectando una adición en el orden de 20 GW de capacidad instalada renovable para 2026 y, aunque hay una gran cantidad de proyectos que aún no se interconectan, el PRODESEN publicado este año aumenta esta cifra a más de 30 GW solo de energía eólica y solar hacia el 2038. 

¿Es posible lograr ese volumen de proyectos? Si bien analistas del mercado advierten que es preciso superar retos en el corto y mediano plazo, algo innegable es el interés que existe para desarrollar proyectos de energías limpias en el mercado mexicano. 

“Desde el punto de vista comercial, es altamente probable porque los inversionistas tienen intenciones en seguir invirtiendo en México. Los recursos solares y eólicos existen y hay distintas zonas que aún no se han explorado. Con una buena evaluación técnica, ambiental y social, los proyectos podrían ser altamente viables”, observó Admonitor. 

La experiencia con las primeras subastas de largo plazo en México fue positiva en términos de inversión y precios alcanzados, aunque también evidenció la necesidad de mejoras en los procesos. Según el consultor de Admonitor, la legislación vigente permite avanzar con mejoras de subastas o la creación de otro tipo de procesos que contemplen proyectos semejantes a los clústeres de generación y transmisión que existen en Brasil. 

“Esos clústeres, con proyectos de 1000 MW o 2000 MW combinados con proyectos de transmisión, se evalúan a 10 o 15 años en Brasil. La ley de la industria eléctrica y las bases del mercado prevén este tipo de inversiones, pero hace falta regulación secundaria que establezca los procesos por los cuales el Cenace haga la evaluación pertinente y los inversionistas puedan proponer estos proyectos en conjunto”, explicó Admonitor.

La necesidad de una regulación secundaria

En México las subastas de largo plazo eran un mecanismo clave para fomentar la inversión en generación, pero tras la revisión y cancelación de la cuarta subasta, no se han lanzado nuevas convocatorias. “No hay un proceso o un manual que permita a los participantes proponer proyectos conjuntos o clústeres para mejorar la transmisión y la generación en México”, lamenta el consultor de Admonitor, quien apuntó a que la ausencia de regulaciones secundarias estaría impidiendo que el sector aproveche plenamente las oportunidades de crecimiento y los recursos disponibles.

Otro de los puntos críticos que se han identificado para dar lugar a nuevos proyectos es la necesidad de definir zonas estratégicas para la localización de nuevas centrales de generación. Durante el Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), Jorge Musalem, gerente de Proyectos Estratégicos de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) subrayó la importancia de que el Centro Nacional de Control de Energía (Cenace) retome las subastas y defina los lugares donde se necesitan refuerzos en la red.

“Si hay unas subastas eléctricas que demanden renovables -solares o eólicas o inclusive geotérmicas- que requieran almacenamiento, que el sistema diga dónde las quiere; no es donde tenga el terreno el privado y donde lo quiera desarrollar, sino donde el sistema realmente lo necesite para brindarle seguridad y confiabilidad al mismo”, consideró Jorge Musalem, gerente de Proyectos Estratégicos de la CFE. 

En línea con esto, Admonitor explicó que el sistema eléctrico nacional se ha convertido en un “tablero de ajedrez” debido a las limitaciones en la infraestructura de transmisión y distribución. “Zonas como Monterrey están experimentando un crecimiento significativo derivado del nearshoring, pero su mapa eléctrico está altamente congestionado. Es complicado que un proyecto de generación encaje en esa infraestructura debido a la falta de inversión en capacidad de transmisión y distribución”, detalló el consultor de Admonitor, indicando que se debe analizar caso por caso.

“Si te volteas a la parte noroeste del país, es una sección donde excede la capacidad de generación y eso repercute también en la definición de los precios y en su congestión negativa. Por otro lado, la Península de Yucatán podría ser una infraestructura  que permita ampliamente la inversión de proyectos de generación pero el punto de vista ambiental y social representan retos importantes para invertir en esta zona”, añade el consultor de Admonitor subrayando la necesidad de proyectos integrales que consideren todos estos aspectos.

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Días atrás, ejecutivos de la empresa de África del Sur, Phelan Green Energy, representantes del Gobierno Regional de Arequipa y de la Presidencia del Consejo de Ministros (PCM) y otros proveedores de servicios y bancos se reunieron para debatir la potencialidad de montar una planta de hidrógeno verde en Arequipa.

Con alto apoyo de las autoridades peruanas, se acordó avanzar en un megaproyecto de producción de amoniaco verde para exportación a Europa y Asia. Este incluye la construcción de una planta fotovoltaica ubicada en La Joya/San José a 1,200m de altitud y de una planta de hidrógeno y amoniaco verde en la ZED de Matarani.

En conversaciones con Energía Estratégica, Jean-Louis Gelot, country manager de Phelan Green Hydrogen Perú habló del encuentro con los principales stakeholders y brindó más detalles del prometedor desarrollo.

“El balance de las reuniones con las autoridades políticas y el sector privado fue muy positivo. Desde el inicio de la propuesta de PHELAN GREEN ENERGY con el GORE-Arequipa en agosto 2023, vemos un Perú que da la bienvenida a la inversión extranjera y una visión estratégica de desarrollar una nueva industria que permitirá descarbonizar las industrias con altas emisiones en CO2”, explicó. 

Y agregó: “La PCM se ha comprometido en facilitar el acceso a terrenos del estado para una planta fotovoltaica de 1,800 MW en una superficie de 4,000ha. Las empresas de servicios nos ha confirmado la disponibilidad en el Perú de las firmas que podrán participar en la construcción de la planta solar, la línea de alta tensión hasta Matarani y la construcción de la planta de H2 y de amoniaco verde cerca del Puerto de Matarani operado por TISUR” . 

A su vez, reveló que se presentaron varias opciones de financiamiento con bancos locales y extranjeros e instituciones financieras internacionales.

Según el ejecutivo, la construcción debería empezar en 2026 y la inversión total será de unos 2,400 millones de dólares para llegar a la capacidad máxima de 85,000 t/año de H2 verde en 5 años. Además, adelantó que la primera fase de 18 meses permitirá producir 20,000 t/año.

Con esta planta, la compañía se propone mitigar 1,2 millones de toneladas de CO2 /año, lo cual equivale a las emisiones promedio de 264,000 vehículos por año.

«Este proyecto será uno de los más grandes del mundo y es de gran importancia para Perú. No solo generará 1,600 empleos durante su construcción y 500 durante su operación, numerosos empleos indirectos e ingresos tributarios, sino que también establecerá un polo de excelencia en energías renovables con talento peruano. Además, atraerá a industrias como las de fertilizantes, explosivos y aceros a Arequipa, las cuales necesitan estar cerca de una fuente de energía verde para ser más competitivas», explicó Gelot.

De esta forma, se espera que ese amoniaco verde sea exportado a industrias pesadas como acero, vidrio, cemento de países europeos y asiáticos.

Y concluyó: “Recordemos que el precio del hidrógeno verde en Europa, será unas 4 veces más alto que en Perú. Hoy exportamos concentrados de cobre que son refinados en China con muy altas emisiones en CO2. Es tiempo de exportar cobre verde refinado en Perú con hidrógeno verde”.

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La Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) advirtió sobre la urgencia de corregir los desequilibrios en los subsidios que actualmente otorgan los Poderes Ejecutivo y Legislativo a las distintas fuentes del sector energético del país.  

“Brasil habla mucho de la transición energética, está en una posición diferenciada pero la máquina pública y las leyes construidas durante décadas todavía no juegan a favor de la transición energética”, manifestó Rodrigo Sauaia, presidente ejecutivo de ABSOLAR. 

“Tenemos un volumen mucho mayor de incentivos destinados a fuentes emisoras de gases de efecto invernadero que a fuentes limpias y renovables. A tal punto que las subvenciones para fuentes fósiles son 5,6 veces mayores que para las renovables en todo el sector energético”, agregó durante un webinar organizado por el Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil. 

Según el Instituto Nacional de Estudios Socioeconómicos, entre 2018 y 2022 se asignaron:

R$ 80,9 mil millones en subsidios para el consumo y la producción de combustibles fósiles.
R$ 12 mil millones para pagar centrales termoeléctricas a diésel fósil.
R$ 1,13 mil millones para subsidiar termoeléctricas a carbón, pagados por los consumidores a través del CDE.
Sólo se asignaron R$ 15,5 mil millones en subsidios a las energías renovables en el mismo año.

“No existe ninguna disposición legal para suspender incentivos fósiles. Necesitamos establecer un límite, hablar de equilibrio y justicia. Por lo que necesitamos reconstruir un modelo, entendiendo cuál es el destino al que queremos llegar: una economía neutra en emisiones al 2050, que pasa por corregir una distorsión histórica presente en las tarifas de energía y electricidad”, continuó. 

Sauaia llamó la atención sobre el incumplimiento de las leyes de generación centralizada (Ley N° 14.120/2021) y de generación distribuida (N° 14.300/2022), principalmente en lo que respecta a los plazos del Régimen Especial de Incentivos al Desarrollo de Infraestructura (REIDI), el retraso en el cálculo de costos y beneficios de GD, la necesidad de mayor supervisión y sanción para las distribuidoras que incumplan la ley y su reglamento.

“Ley de generación centralizada lamentablemente no está siendo cumplida, dado que preveía la inclusión de atributos ambientales en el sector eléctrico desde 2022, pero no se hizo y los empresarios no logran emitir una nueva subvención sin la tarifa de uso del sistema de transmisión (TUST), porque no tienen un atributo ambiental con un precio establecido, por lo que se debe negociar con claridad”, apuntó el presidente ejecutivo de ABSOLAR. 

ANEEL de Brasil impedirá que las distribuidoras cancelen proyectos renovables aprobados

“Mientras que la ley de generación distribuida ya tiene directrices para el cálculo de costos y beneficios, lo que fue una gran conquista de la sociedad y el sector eléctrico. Pero esa ley también es incumplida, ya que los incentivos previstos para el REIDI aún no fueron implementados”, subrayó.. 

Es decir que el retraso ya hay alrededor de dos años de retraso en el cálculo de costos y beneficios de la generación distribuida para reducir las facturas de electricidad de los consumidores. 

Cálculo que ya está en manos de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), lo que representa un “paso adelante” para el sector fotovoltaico, pero el mismo debió estar listo antes del último trimestre del año pasado, por lo que también está tarde dicha entidad. 

“Si tomamos una metodología de cálculo, apenas con números oficiales del gobierno e instituciones públicas, los beneficios y costos de la GD, con Tasa de Descuento 2023-2030 aportan alrededor de R$ 403,9 MWh en el segmento de la generación distribuida. Es otra cara de la moneda que queda fuera del subsidio y debe incluirse en la subvención”, aportó Sauaia. 

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Días atrás, la Secretaría de Energía de Argentina derogó facultades de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA), por lo que ya no podrá suscribir contratos de abastecimiento de energía eléctrica y por tanto no será un organismo comprador de combustibles y vendedor de electricidad. 

Esta medida, catalizada bajo la Res. SE 150/2024 y la desregulación de la entidad a fin de virar hacia hacia mecanismos de eficiencia en el costo de generación y su remuneración asociada, generó diversidad de opiniones a lo largo del sector energético del país. 

Una de esas miradas es la de Juan Bosch, CEO de SAESA, quien analizó la iniciativa del Poder Ejecutivo Nacional en materia de energía eléctrica y consideró que, dentro del proceso de cambio previsto, la resolución es “un hito más”. 

“Una de las acciones centrales es volver a un sistema de despacho ordenado por costos y un mandato muy fuerte que va desde los consumidores hacia atrás en la cadena energética: organizar el sector eléctrico en un marco de libre competencia, transparencia, multiplicidad de actores que garanticen a todos los usuarios la posibilidad de elegir el proveedor y las mejores condiciones para su suministro”, sostuvo. 

“Vamos hacia otro modelo de mercado de energía. Es un paso necesario si queremos cumplir el mandato legal de ser un actor energético global y la ventaja puede ser tener más competencia en la provisión del servicio energético, por tanto más transparencia, libertad y abre la posibilidad que sólo se pueda elegir comprar energía proveniente de fuentes renovables”, agregó en diálogo con Energía Estratégica.

Cabe recordar que el gobierno de Javier Milei – con Eduardo Rodríguez Chirillo a la cabeza de la Sec. de Energía – cumple una de sus premisas de campaña en materia energética: devolver a CAMMESA a su rol original de operador del sistema y que no compre más el combustible requerido para todos los generadores, sino que éstos lo adquieran por motus propia. 

Incluso, esta medida va en línea con la recientemente aprobada Ley de Bases y Puntos de Partida para La Libertad de los Argentinos, por la que el Poder Ejecutivo prevé liberar la comercialización, competencia y ampliación del mercado eléctrico, especialmente la libre elección de proveedor de energía eléctrica a los usuarios finales.

De todos modos, aún resta por conocer la alternativa que tomará la Secretaría de Energía para sustituir el esquema y las labores que tenía CAMMESA desde hace casi dos décadas, que ahora se dieron de baja tras la derogación de la Res. 2022/05. 

“CAMMESA deberá cumplir los roles que le competen y la Sec. de Energía marcará la política con una serie de normas que definan en qué momento los usuarios finales podrán comprar su energía, los cogeneradores su combustible, entre otros puntos”, subrayó Bosch.

“Es decir que el usuario podrá decidir de dónde proviene la energía consumida, tipos de tarifas, bloques horario por el que se pueda preparar para que sus elementos de consumos funcionen en esos horarios, entre muchas más variables u opciones con los proveedores. Y si hubiera un mercado eléctrico de esta índole podría haber más actores en el sector, lo que será mejor para el consumidor”, concluyó. 

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Días atrás, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) publicó para comentarios el proyecto de resolución número 701 054 de 2024 para la permanencia del Mecanismo de Respuesta de la Demanda (RD), programa ya había sido lanzado durante el periodo de “El Niño” y fue finalizado anticipadamente. 

Se trata de una medida que busca incentivar la participación de los usuarios en el mercado de energía mayorista mediante ofertas de reducción de demanda para que puedan ser incluidas en la bolsa de energía.

La participación por parte de los usuarios es voluntaria y debe realizarse a través de un representante. Este ofertará diariamente una reducción de demanda de cero o de un valor igual o superior a 1 MWh, siempre en números enteros de MWh, para cada hora del día, con un precio único para todos los 24 periodos expresado en pesos por megavatio hora ($/MWh).

Tal como establece la regulación, las ofertas deberán ser presentadas al Centro Nacional de Despacho (CND) en los mismos plazos de los generadores despachados centralmente, empleando el procedimiento, medios y formatos que este establezca para ello.

Proyecto_Resolución_CREG_701_054_2024

En este marco, expertos del sector energético, le dieron el visto bueno a la normativa y destacaron los beneficios que traería a los consumidores su aprobación.

“Esta es una excelente noticia para los consumidores, ya que ha demostrado ser una herramienta eficaz para reducir los costos de la energía, mejorar la eficiencia del mercado y contribuir a una gestión más equilibrada del sistema eléctrico”, explica Esteban Quintana, CEO & Founder de KLIK ENERGY, el primer marketplace enfocado en los productos derivados de energía.

Y agrega: “Los usuarios que participan activamente en el mecanismo pueden generar ingresos al reducir su consumo en momentos específicos, contribuyendo así a la estabilidad del sistema y recibiendo compensaciones económicas por su participación”.

De esta forma, Quintana asegura que se logra una optimización de las redes de distribución y transmisión, al reducir la cantidad de energía que debe ser transportada durante períodos de alta demanda. Esto alivia la carga sobre las infraestructuras, resultando en una optimización general del sistema y en una reducción de los costos operativos.

A su vez, portavoces de la compañía JULIA-RD S.A E.S.P, agente especializado en el mercado de la Respuesta de la Demanda, también consideraron esta permanencia como un hito positivo e hicieron un balance de los resultados obtenidos durante el período de “El Niño”.

“Durante la fase transitoria, se lograron reducciones significativas en el consumo de energía, con un total de 55,06 GWh despachados. Además, los participantes en el mecanismo transitorio obtuvieron ingresos significativos, con más de $9.000 millones de pesos generados”, revelaron.

En este sentido, la compañía señaló que fue líder en ingresos, con más de $5.000 millones de pesos y una alta tasa de cumplimiento del 91% en las ofertas de reducción de demanda, mostrando la eficacia y fiabilidad del mecanismo para los participantes.

Y concluyó: “La importancia de este Proyecto de Resolución se explica por los resultados obtenidos durante la etapa transitoria, este mecanismo demostró ser una herramienta efectiva. Ahora, con la permanencia de este programa, se asegura una participación continua y beneficios sostenibles para todos los usuarios participantes en programas de Respuesta de la Demanda”.

De esta forma, la CREG invita a las empresas, los usuarios, las autoridades y demás partes interesadas a presentar sus observaciones y sugerencias dentro del plazo establecido (29 de julio), mediante comunicaciones electrónicas dirigidas a la Dirección Ejecutiva de la CREG, a la cuenta creg@creg.gov.co

Al vencimiento de la consulta pública, la CREG determinará si el proyecto debe ser informado a la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC), para el ejercicio de la Abogacía de la Competencia, con fundamento en las disposiciones del Decreto 1074 de 2015, artículo 2.2.2.30.5.  

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El Departamento de Energía de EE. UU. (U.S. Department of Energy, DOE) anunció su intención de emitir una oportunidad de financiamiento de $325 millones para el nuevo Programa de Comunidades Resilientes, financiado por el Fondo de Resiliencia Energética de Puerto Rico (PR-ERF) del DOE. Este nuevo programa tiene como objetivo mejorar la resiliencia energética a nivel comunitario para las poblaciones vulnerables en Puerto Rico a través del financiamiento de instalaciones de sistemas solares fotovoltaicos y de almacenamiento en baterías para facilidades de salud comunitarias, así como centros comunitarios y áreas comunes dentro de propiedades de viviendas multifamiliares subsidiadas.

«La Administración Biden-Harris ha demostrado su compromiso de ayudar a miles de hogares de Puerto Rico a acceder a energía solar y almacenamiento en baterías asequible, pero el hogar no es el único lugar donde se necesita electricidad durante y después de una emergencia,” dijo la Secretaria de Energía de EE.UU., Jennifer M. Granholm. “A través del Programa de Comunidades Resilientes, estamos aumentando el acceso solar a las facilidades de salud comunitarias y viviendas multifamiliares subsidiadas, ayudando a llevar resiliencia y seguridad a aún más familias en la Isla.»

Los solicitantes pueden incluir entidades individuales o equipos con sede en Puerto Rico que puedan coordinar la implementación de sistemas solares fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento en baterías en numerosos sitios individuales. El DOE prevé que estarán disponibles hasta $325 millones a través del Programa de Comunidades Resilientes para sistemas solares fotovoltaicos y de almacenamiento en baterías en dos tipos de infraestructura comunitaria:

Facilidades de salud comunitarias: El DOE puede otorgar entre $70 millones y $140 millones para financiar soluciones de resiliencia energética para centros de diálisis, centros de diagnóstico y tratamiento y centros de salud calificados por el gobierno federal.
Propiedades de viviendas multifamiliares: El DOE puede otorgar entre $93 millones y $185 millones para financiar soluciones de resiliencia energética para centros comunitarios y áreas comunes dentro de propiedades de viviendas multifamiliares públicas o de propiedad privada subsidiadas por el Departamento de Vivienda y Desarrollo Urbano (HUD) de los EE. UU. El DOE prevé financiar proyectos para las viviendas multifamiliares subsidiadas que dan energía a ciertos espacios comunes accesibles para todos los residentes, así como la infraestructura compartida de edificios que depende de la electricidad, como los ascensores. Además, el DOE prevé que los centros comunitarios ubicados en propiedades de viviendas públicas de Puerto Rico también serían elegibles para las instalaciones a través del Programa de Comunidades Resilientes.

En diciembre de 2022, el Presidente Biden autorizó $1,000 millones para el establecimiento del PR-ERF con el fin de impulsar inversiones clave en infraestructura de energía renovable y resiliente en Puerto Rico. En febrero de 2024, el DOE lanzó el Programa Acceso Solar a través del PR-ERF para conectar a hogares puertorriqueños de bajos ingresos con sistemas solares fotovoltaicos y de almacenamiento en baterías residenciales y subsidiados. Los residentes de Puerto Rico pueden visitar energy.gov/solarPR o llamar al 1 (833) 822-8628 para verificar su elegibilidad y comunicarse con su Embajador de Energía Solar local para presentar una solicitud.

Lea el Aviso de intención completo.

Obtenga más información sobre la Oficina de Desarrollo del Sistema Eléctrico. 

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Future Energy Summit (FES) volverá a realizar un mega evento en Chile por tercer año consecutivo, en el que espera reunir a más de 400, ejecutivos de compañías, autoridades de gobierno, inversionistas, desarrolladores de proyecto, tecnólogos, EPCistas, generadores y gremios líderes del sector renovable de la región.

La cumbre FES Chile se realizará los días 27 y 28 de noviembre en el Hotel Intercontinental de Santiago. Es decir que serán dos jornadas llenas de oportunidades de networking, entrevistas exclusivas, encuentros cara a cara y debates cruciales.

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Uno de esos debates estará destinado al futuro de la energía solar, tanto en el segmento de la gran escala, como también la generación distribuida y el papel del almacenamiento. 

Para dicho panel de debate, ya confirmaron la participación dos empresas con amplia trayectoria en el sector renovable de la región y que ofrecen productos a medida para el avance de la transición energética: Enlight y Chemik Group. 

Enlight es una firma con más de una década en el mercado energético global, especializada en sistemas de almacenamiento de energía con baterías (BESS), integraciones en grandes redes para centrales generadoras, red de transmisión y microrredes para grandes empresas. desde la fase de diagnóstico, diseño, implementación y mantenimiento. 

Aura Rearte, gerente de Desarrollo de Negocios de Enlight, será quien aportará la perspectivas de la energía fotovoltaica por parte de la entidad con presencia en México y Chile; sumado a que es embajadora WiE en el Consejo Mundial de Energía (WEC); por lo que será una voz autorizada en FES Chile. 

Chemik Group, por su parte, es una empresa con más de 25 años de historia especializada en la fabricación de cuadros eléctricos, ya sea en serie (lotes) o bajo proyectos de forma individualizada, incluyendo el diseño, desarrollo y producción de dichas soluciones. 

Héctor Erdociain, CSO de Chemik Group, estará en el panel de debate tras su reciente participación en el mega evento FES Iberia, donde se dieron a conocer las principales novedades y puntos de vista a futuro para las energías renovables de España y Latinoamérica. 

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Incluso, en FES Iberia, Erdociain aconsejó la participación temprana de los fabricantes para optimizar los proyectos de plantas renovables, a la par que presentó innovaciones como el St+ (string plus), que optimiza la instalación de módulos y reduce la huella de carbono.

Además, la tercera edición de un evento de Future Energy Summit en territorio chileno ya cuenta con entradas Early Bird a la venta (hasta el 2 de septiembre) y dos jornadas llenas networking, entrevistas exclusivas, encuentros cara a cara y debates cruciales, junto a diversos partners; entre los que se destacan Sungrow, Huawei, Seraphim, JA Solar, Nextracker, Trina Solar, Solis, LONGi Latam, Risen, Chemik, Black and Veatch, DIPREM, Goodwe, Jinko, AE Solar, ZNShine y Canadian Solar. 

Asimismo,  ACEN, ACENOR, ACESOL, ACSP, Generadoras de Chile, ADELAT, ACERA, MERL, AUDER, GPM AG, AICE, OLADE, Raveza y AtZ acompañarán la cumbre del 27 y 28 de noviembre como strategic partners. 

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

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

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Seraphim, fabricante líder de la industria fotovoltaica global, tiene una fuerte presencia en México desde el año 2017  y se destaca como una de las marcas que ha superado participaciones del 10% en la cuota de mercado con sus módulos solares de alta calidad. En la actualidad, su equipo está desplegando una estrategia integral para recuperar aquel ritmo de ventas y aspirar a más.

«México para nosotros es un mercado no solamente importante por lo que reviste como potencial sino con la realidad que tiene también», afirmó José Luis Blesa González, gerente regional para Latinoamérica de Seraphim.

Para adaptarse de la mejor forma a las demandas del mercado mexicano, la empresa ha implementado cambios significativos en sus políticas de asociación con distribuidores y en su infraestructura de recursos humanos tanto en el país como en el resto de la región.

«En función de la información que hemos recibido directamente de los clientes, hemos tomado una decisión muy importante que es la de reestructurar nuestros canales de distribución», explicó José Luis Blesa González. Esta definición estratégica estaría destinada a recuperar y fortalecer su participación en el mercado, que históricamente ha sido significativa para la empresa.

Actualmente, Seraphim posee alrededor del 4% del market share en México, en los segmentos de generación distribuida y utility scale. Y ya empiezan a ver los resultados al alza para acercarse a su 10% histórico a través de nuevas alianzas con actores estratégicos.

«Hoy por hoy, estoy con proyectos de utility en cartera y con grandes probabilidades de consecución», indicó Blesa.

La receptividad de México hacia los productos de Seraphim ha sido sobresaliente, lo que llevó a que la marca permanezca entre los líderes del mercado. Según comentó Blesa Gonzáles, tras la pandemia en el periodo de transición de 2022 a 2023, e incluso hasta 2024, el mercado mexicano ha visto una reconfiguración significativa, con la entrada y salida de marcas de la categoría Tier One. Seraphim ha logrado mantenerse en esta lista exclusiva, lo que ha generado un aumento en la demanda directa de sus productos por parte de los clientes.

Como parte de su compromiso con el crecimiento de la energía renovable en Latinoamérica y su participación activa en cada mercado, Seraphim confirmó su permanencia durante este año como una de las Diamond Partners principales para los eventos Future Energy Summit (FES) en Argentina, México, Centroamérica y el Caribe, donde sus directivos tuvieron una participación destacada.

En el marco de una entrevista exclusiva en FES Mexico, el gerente regional para Latinoamérica de Seraphim expresó su gratitud hacia FES, señalando que «provee una vidriera de alta calidad y de renombre», lo cual es crucial para su estrategia de posicionamiento de marca.

Expectativas del mercado y planes futuros

Durante una entrevista con Guido Gubinelli, director periodístico de Energía Estratégica, el gerente regional de Seraphim también compartió sus perspectivas sobre el futuro del mercado mexicano de energía renovable. Con el nuevo gobierno enfocado en este sector, Blesa considera que las estimaciones actuales de entre 800 MW y 1 GW de generación distribuida podrían ser superadas ampliamente. «Sinceramente creo que pueden quedarse muy cortos; por ahí pueden llegar quizás a un 50 % o un 60 % más», estimó.

Para aprovechar estas oportunidades, Seraphim está trabajando en el fortalecimiento de su red de distribuidores para localizar su oferta de productos. Blesa señaló con orgullo que los distribuidores recalificados y potenciados de la empresa ya están adoptando el último de sus módulos con tecnología TOPCon con eficiencias del 22.8% superiores a los monoPERC, en potencias entre 580 W y 585 W.

«Siempre suele haber como una especie de miedo de reticencia a hacer ese cambio, como una especie de dislexia cognitiva diría yo, por el miedo al desconocimiento», observó Blesa. Sin embargo, destacó que en México partners de Seraphim, como Corporativo Soles, Solarama y Enerpoint,  han superado estas barreras y están logrando cifras de ventas impresionantes, con una demanda constante.

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La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) lidera en el desarrollo del subsector eléctrico de Guatemala. De conformidad con lo estipulado en la Ley General de Electricidad (LGE) la entidad continúa evaluando la pertinencia de nuevos proyectos de generación y emitiendo nuevas resoluciones para autorizar su conexión, garantizando el libre acceso y uso de las líneas de transmisión y redes de distribución disponibles.

Tal es así que en el primer semestre del año 2024 los comisionados resolvieron la incorporación de 10 centrales de generación distribuida renovable al Sistema Nacional Interconectado (SNI) mediante su conexión a las redes de empresas distribuidoras.

Los nuevos emprendimientos, en su mayoría de tecnología solar fotovoltaica, cuentan con potencias máximas autorizadas de hasta 5 MW y entre todos suman 34,42 MW de capacidad.

A continuación se detalla, resolución junto al nombre de empresa propietaria, distribuidora en la zona de concesión y proyecto junto a su potencia máxima autorizada:

CNEE-60-2024 – Autorizar a la entidad Central Hidroeléctrica Sulin, Sociedad Anónima, la conexión a la red de distribución de Distribuidora de Electricidad de Oriente, Sociedad Anónima, para el proyecto de Generación Distribuida Renovable denominado: «Hidroeléctrica San Antonio» (2 MW)
CNEE-61-2024 – Autorizar a la entidad IELOU ENERGY, Sociedad Anónima, la conexión a la red de distribución de Empresa Eléctrica de Guatemala, Sociedad Anónima, para el proyecto de Generación Distribuida Renovable denominado: «Parque Solar Fénix 2 Monterrico» (4.8 MW)
CNEE-62-2024 – Autorizar a la entidad Gadissa, Sociedad Anónima, la conexión a la red de distribución de Distribuidora de Electricidad de Oriente, Sociedad Anónima, para el proyecto de Generación Distribuida Renovable denominado: «Parque Solar El Obispo» (5 MW)
CNEE-80-2024 – Autorizar a la entidad Tuncaj, Sociedad Anónima, la conexión a la red de distribución de Empresa Eléctrica de Guatemala, Sociedad Anónima, para el proyecto de Generación Distribuida Renovable denominado: «Planta Solar Las Pilas», el cual se conectará al Sistema Nacional Interconectado -SNI- en el circuito de media tensión 508 en 13.8 kV, alimentado desde la Subestación Los Lirios (5 MW)
CNEE-83-2024 – Autorizar a la entidad Caudales Renovables, Sociedad Anónima, la conexión a la red de distribución de Distribuidora de Electricidad de Occidente, Sociedad Anónima, para el proyecto de Generación Distribuida Renovable denominado: «Los Soles», el cual se conectará al Sistema Nacional Interconectado en la salida de media tensión Santo Domingo en 13.8 kV, alimentado desde la Subestación Mazatenango. (1.95 MW)
CNEE-125-2024 – Autorizar a la entidad Guatemala Solar Group, Sociedad Anónima, la conexión a la red de distribución de Distribuidora de Electricidad de Oriente, Sociedad Anónima, para el proyecto de Generación Distribuida Renovable denominado: «El Canizo 1», el cual se conectará al Sistema Nacional Interconectado -SNI- en la salida de media tensión Morazán en 34.5 kV, alimentado desde la Subestación El Rancho (2.26 MW)
CNEE-126-2024 – Autorizar a la entidad Constructora e Ingeniería Aplicada, Sociedad Anónima, la conexión a la red de distribución de Empresa Eléctrica de Guatemala, Sociedad Anónima, para el proyecto de Generación Distribuida Renovable denominado ‘Parque Solar La Bendición», el cual se conectará al Sistema Nacional Interconectado en el circuito de media tensión 271 en 13.8 kv, alimentado desde la Subestación Cenosa (5 MW)
CNEE-130-2024 – Autorizar a la entidad Iliakós, Sociedad Anónima, la conexión a la red de distribución de Empresa Eléctrica de Guatemala, Sociedad Anónima, para el proyecto de Generación Distribuida Renovable denominado: «ENA», el cual se conectará al Sistema Nacional Interconectado -SNI- en el circuito de media tensión 72, en 13.2 kV, alimentado desde la Subestación Santa Lucia (1.03 MW)
CNEE-132-2024 – Autorizar a la entidad Uno y Siete, Sociedad Anónima, la conexión a la red de distribución de Distribuidora de Electricidad de Oriente, Sociedad Anónima, para el proyecto de Generación Distribuida Renovable denominado: «Parque Solar San Antonio», el cual se conectará al Sistema Nacional Interconectado -SNI- en la salida de media tensión San Juan Tecuaco en 13.8 Kv, alimentado desde la Subestación Chiquimulilla, a 10 metros aproximadamente desde dicha subestación (4.88 MW)
CNEE-144-2024 – Autorizar a la entidad Helios Power Guatemala, Sociedad Anónima, la conexión a la red de distribución de Empresa Eléctrica de Guatemala, Sociedad Anónima, para el proyecto de Generación Distribuida Renovable denominado: «Parque Solar Helios 1», el cual se conectará al Sistema Nacional Interconectado -SNI- en el circuito de media tensión 96 en 13.8 kV alimentado desde la Subestación Acacias (2.5 MW)

El ritmo de adición de nuevos proyectos no se detuvo en el inicio de un nuevo semestre. Además de los antes mencionados que fueron aprobados durante la primera mitad del año, la CNEE confirmó mediante la resolución CNEE-151-2024 una nueva autorización a la entidad Agro Moller para la conexión a la red de distribución de Empresa Eléctrica de Guatemala SA para el proyecto de Generación Distribuida Renovable denominado: «Agrosolar», el cual se conectará al Sistema Nacional Interconectado -SNI- en el circuito de media tensión 261, en 13.2 kV, alimentado desde la Subestación Costa Linda (4.8 MW).

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La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) anunció mediante la Resolución N° 105 009 de 2024 la designación del santandereano Antonio Jiménez Rivera como nuevo director ejecutivo, por un periodo de un año.

Jiménez cuenta con cerca de 20 años de experiencia en el sector de la energía eléctrica. Es Ingeniero Eléctrico graduado de la Universidad Industrial de Santander (UIS) y tiene una especialización en Administración Financiera y un magíster en Ingeniería Eléctrica, ambos de la Universidad de Los Andes.

En los últimos meses, se desempeñó como Comisionado Experto Encargado de la CREG, asesor del Ministerio de Minas y Energía, director técnico de gestión de energía eléctrica de la Superintendencia de Servicios Públicos y lideró el equipo de seguimiento de los mercados mayoristas de energía y gas en esta misma entidad.

Además, ha brindado asesoramiento para entidades como la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), destacándose por su análisis técnico-económico del sistema interconectado nacional y como responsable de la coordinación en la elaboración de los planes de expansión de la transmisión de energía eléctrica entre 2013 y 2020.

Estos planes definieron las obras para la atención de la demanda en ese periodo, en los que se incluyeron proyectos significativos como la línea colectora, proyectos para asegurar la prestación del servicio en el centro del país, la extensión de la red de transmisión hasta Casanare con su interconexión posterior al departamento de Arauca, y el cierre del anillo en 500 kV en la Costa Caribe, y obras a nivel de los sistemas regionales entre otros. Además, desarrolló un papel técnico en el análisis para el definición de la planta de regasificación en el Caribe.

Inició su trayectoria profesional en GENELEC, una empresa que brinda servicios de consultoría en ingeniería eléctrica. Posteriormente, se desempeñó como jefe de operación y mantenimiento en DISTASA, empresa de transmisión de energía. También, desempeñó labores en DISPAC relacionadas con asesorías para la ampliación de cobertura a través de interconexiones, además de participar en proyectos de técnicas avanzadas en el análisis de sistemas de potencia en la Universidad de los Andes.

Tiene experiencia docente liderando tesis de pregrado y posgrado en diversas universidades en el área energética, destacándose como profesor de cátedra en la Universidad Industrial de Santander, específicamente en programas de postgrado en ingeniería eléctrica.

Una vez designado como director ejecutivo, el ingeniero Jiménez señaló: «Mi compromiso es liderar la transición energética, dando las señales regulatorias necesarias para garantizar la confiabilidad del sistema energético y poniendo siempre a los usuarios en el centro de nuestras decisiones. Actualmente, estamos avanzando con resoluciones que promueven las comunidades energéticas, señales para una transición energética segura, y balances de oferta y demanda».

Y agregó: También estamos modernizando el mercado eléctrico buscando una mayor eficiencia, con regulaciones que optimizan los recursos energéticos disponibles, como el gas, GLP y otras fuentes, en el contexto de una transición energética justa, así como, aumentando la participación de actores en el mercado. Tenemos un objetivo claro de reducir las tarifas en el menor tiempo posible, escuchando a las empresas y a los usuarios, y garantizando un acceso eficiente a la energía, gas, GLP y combustibles líquidos. Seguiré trabajando para convertir estas propuestas en una realidad tangible».

El artículo 18 de la Resolución CREG 105-003 de 2023 establece que el Comité de expertos comisionados propondrá a la Comisión de Regulación de Energía y Gas la designación del director ejecutivo, quien debe ser uno de los expertos. En la sesión 1327 del 9 de julio de 2024, la CREG en pleno aprobó la designación de Jiménez como director ejecutivo.

Según el mismo artículo, la Comisión de Regulación realizará la designación para periodos de un año. Un experto comisionado puede ser elegido como director ejecutivo hasta dos periodos anuales consecutivos o no consecutivos, durante cada cuatrienio.

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A partir del 1 de julio, las cuentas de electricidad en Chile comenzaron a experimentar un alza significativa, la cual se incrementará progresivamente entre 2024 y 2025. Se estima que el aumento podría llegar hasta un 60% en 2025. Este ajuste se debe a una deuda acumulada por el gobierno con el sector de generación eléctrica, responsable de aproximadamente el 70% del costo final de la electricidad. Esta deuda se originó a partir de una política de estabilización de precios implementada en 2019 y extendida por el gobierno actual. La deuda ha superado el umbral establecido, haciendo inviable la continuación de la estabilización de precios a largo plazo, obligando a los precios a alinearse nuevamente con el mercado.

Este desafiante escenario presenta una oportunidad única para impulsar la implementación de proyectos solares fotovoltaicos, especialmente en el ámbito del netbilling, que se vería significativamente afectado por las nuevas medidas adoptadas.

Actualmente, existen diversos mecanismos para promover la energía solar fotovoltaica en Chile. Uno de los más destacados es el programa Casa Solar, implementado por la Agencia de Sostenibilidad Energética. Este programa permite a los usuarios acceder a un cofinanciamiento de hasta un 50% para la instalación de sistemas fotovoltaicos, además de ofrecer la compra agregada de estos sistemas, logrando un descuento adicional de alrededor de un 30%.

Para enfrentar la posible demanda de productos solares, Growatt ofrece diversas soluciones adaptadas a estos mercados. En el ámbito residencial, la compañía cuenta con inversores desde los 600 W (Microinversor NEO 600-1000M-X) hasta inversores on-grid monofásicos y trifásicos (MIN 2500-10000TL-X y MOD3-15KTL3-X, respectivamente), además de sus equivalentes híbridos (MIN 2500-6000TL-XH y MOD3-10KTL3-XH), que permiten flexibilizar el consumo y la generación, optimizando los indicadores económicos gracias al almacenamiento de energía.

En la línea comercial e industrial (C&I), Growatt ofrece una amplia gama de productos on-grid (MID 15-50KTL3-X, MAX 50-80KTL3-X y MAX 100-150KTL3-X), con un rango de potencia que va desde los 15 hasta los 150 kW. En la línea híbrida, se encuentran los modelos WIT 50-100K-HU, que permiten un almacenamiento de hasta 200 kWh por inversor, facilitando la gestión de energía tanto para clientes regulados como para clientes libres.

En palabras de Lisa, Vicepresidenta de Growatt: «En Growatt, nos enorgullece ofrecer una solución para cada tipo de proyecto y escala. Ya sea un sistema residencial pequeño o una instalación industrial de gran envergadura, contamos con productos y tecnologías avanzadas que se adaptan a las necesidades específicas de nuestros clientes. Nuestro compromiso es proporcionar las mejores herramientas para optimizar la generación y el consumo de energía, contribuyendo así a un futuro más sostenible y eficiente.»

Este contexto de aumento en los costos de electricidad subraya la importancia de explorar y adoptar alternativas energéticas sostenibles, como la solar fotovoltaica, no solo para mitigar el impacto económico, sino también para avanzar hacia un futuro más limpio y autosuficiente en términos energéticos.

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Las calificaciones de bancabilidad de PV ModuleTech representan una evaluación exhaustiva que evalúa a los fabricantes en función de criterios clave como la fortaleza de la cadena de valor, las capacidades de producción, los perfiles de envío globales, el capex, la inversión en I+D, la gestión del flujo de caja, la rentabilidad y el volumen de negocio.

La longevidad de la clasificación AAA de LONGi refleja su sólido rendimiento en todas estas métricas, lo que refuerza su posición como líder de confianza en el mercado.

El compromiso de la empresa con la innovación se mantiene constante, con una inversión continua en investigación y desarrollo destinada a hacer avanzar la tecnología solar, y su dedicación a mejorar la eficiencia y confiabilidad de los productos subraya su liderazgo a la hora de satisfacer las necesidades cambiantes de los mercados energéticos mundiales.

La empresa ha realizado avances significativos en varios campos de nuevas tecnologías, lanzando productos importantes como la oblea de silicio TaiRay, HPBC 2.0, Hi-MO 9 y Hi-MO X6 Max. Estos lanzamientos demostraron la profunda experiencia de LONGi en tecnología de obleas y celdas de silicio y su compromiso con el camino de la tecnología BC, captando rápidamente la atención del mercado.

Aprovechando el sólido potencial de crecimiento de la tecnología de plataforma BC, LONGi está preparada para introducir rápidamente nuevos productos adaptados a las demandas del mercado.

Durante el primer semestre de 2024, LONGi ya ha establecido una serie de nuevos récords mundiales de eficiencia de celdas solares. En mayo, la empresa anunció un récord mundial de eficiencia del 27.30% para sus celdas de silicio de heterounión de contacto posterior (HBC), certificado por el ISFH de Alemania, con un nuevo récord de eficiencia del 30.1% para celdas comerciales en tándem de silicio-perovskita de tamaño M6 en junio, certificado por el Fraunhofer ISE. Ambos hitos se alcanzaron inmediatamente después de que se anunciara en SNEC 2024 otro récord del 34.6% para la eficiencia de celdas en tándem.

Los récords mundiales ponen de relieve la posición de liderazgo de LONGi en la superación de los límites de eficiencia de los prototipos de celdas solares en tándem y marcan hitos significativos en la viabilidad comercial de la tecnología.

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El Instituto de Sistemas Complejos de Ingeniería (ISCI) de la Universidad de Chile lanzó un informe sobre recomendaciones regulatorias para la descarbonización de la matriz eléctrica chilena, encargado por el Ministerio de Energía. 

Una de las propuestas más relevantes es el rediseño de las licitaciones de suministro, para considerar contratos a corto, mediano y largo plazo mediante un portafolio de proyectos capaces de cubrir toda la demanda con distintos tiempos de inicio. 

“Se permitiría optimizar el momento en que se realiza la subasta, buscando que la compra se realice cuando existan mejores condiciones de mercado y evitando esperar a encontrarse próximo al vencimiento de los contratos para realizar una nueva subasta”, señala el archivo. 

“Para asegurar que los contratos adjudicados estén alineados con los objetivos de la transición, se propone incluir, en los criterios de asignación, metas de reducción de emisiones y cuotas de generación renovable”, añade. 

Asimismo, se aconsejó reconocer en el mecanismo de casación los costos y beneficios sistémicos asociados a nuevos proyectos de generación para contratos de mayor duración mediante:

Casación en base a un software que seleccione ofertas vía requerimientos operacionales del sistema, como por ejemplo límites de transmisión o restricciones asociadas a la flexibilidad. 
Inclusión de reglas simplificadas en la casación, de modo de dar mayor ventaja a proyectos con un perfil de generación estable o con capacidad de almacenamiento, u ofertas por zona de la red.

Y cabe recordar que en la última licitación de suministro, en la que Enel se consolidó como la gran ganadora al adjudicarse los 3600 GWh subastados a un precio de USD 56,679 MWh, hubo incentivos a la presentación de ofertas mediantes medios de almacenamiento y de generación renovable con capacidad de regulación 

Aunque a pesar de los resultados y de que se volvió a adjudicar toda la energía licitada, desde el sector remarcaron una serie de trasfondos que derivaron en la baja competitividad de players y ofertas de la convocatoria, por lo que dejaron la puerta abierta a cambios para el futuro. 

Por otro lado, el Instituto de Sistemas Complejos de Ingeniería recomienda mayor contribución de los recursos energéticos distribuidos (DER) en la demanda, generación y almacenamiento, mediante su participación en mercados mayoristas de energía, mercado de servicios complementarios y de potencia firme, como también por contratos bilaterales con distintos agentes del sistema.

“Para que los DERs puedan prestar efectivamente los servicios descritos, se propone definir la figura del agregador, cuyo objetivo es operar de una forma costo-eficiente los retiros y/o inyecciones de los diversos recursos distribuidos”, aclara el informe.

Además, el ISCI plantea la incorporación de los DER en la metodología de planificación de la transmisión nacional y zonal, a fin de evaluar su complementariedad así como la necesidad de posibles expansiones zonales para permitir aumentos en las inyecciones o retiros.

Con una regulación correspondiente, dichas inversiones serían remuneradas por los usuarios, tanto demanda como generación distribuida, que se vean beneficiados por ellas. 

“Esta consideración es crucial, ya que bajo el sistema tarifario actual donde solo la demanda remunera las obras de transmisión zonal, las expansiones motivadas por la generación distribuida podrían incrementar desproporcionadamente las tarifas, generando una situación desfavorable para el usuario final y creando un posible subsidio cruzado”, subraya el documento. 

Más cambios en la transmisión

El reporte del Instituto de Sistemas Complejos de Ingeniería también poco foco en la posibilidad de descoordinación entre los desarrollos en generación y transmisión, que potencialmente producen zonas de oferta excesiva que repercute negativamente en el estado financiero de los participantes del sector, debido a la reducción de precios en el mercado spot y altos vertimientos renovables. 

Por tal motivo es que propone abordar el dilema mediante la integración de tres elementos: 

Implementación de Derechos Financieros de Transmisión (FTRs) que, en sinergia con los Acuerdos de Compra de Energía (PPAs), facilitan una cobertura financiera más eficaz para los generadores. 
La aplicación de una tarificación basada en los beneficiarios. 
Un régimen de inversiones en transmisión más flexible que permita obras que promuevan los agentes.

“Un aspecto relevante de la propuesta es que el peaje sea establecido ex-ante, es decir, que no dependa de la operación real para cada año en particular y que se mantenga fijo por un período razonable, de manera de reducir la incertidumbre asociada a dichos pagos”, resalta.

“Asimismo, se plantea la creación FTRs, permitiendo a los generadores contar con instrumentos de cobertura que mitiguen el riesgo de congestión. Estos contratos se establecen para dos puntos específicos en la red y para una capacidad determinada (en MW) y otorgan al titular el derecho a recibir un pago equivalente a la diferencia de precio de energía entre el punto de origen y el punto de destino, según la capacidad definida en el contrato”, explica.

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El Proyecto de Ley (PL) nº 2.038/2023, que crea el marco legal para el hidrógeno bajo en carbono en Brasil, fue aprobado el pasado jueves 11 de julio en la Cámara de Diputados. Ahora el texto pasa al presidente Lula para su aprobación. El PL prevé la Política Nacional de Hidrógeno con Bajas Emisiones de Carbono – coordinada por el Ministerio de Minas y Energía (MME) – y establece incentivos para desarrollar esta industria en el país.

El proyecto aprobado trae la gobernanza del proceso de certificación de hidrógeno, elaborado por el Comité de Gestión del Programa Nacional de Hidrógeno (Coges-PNH2), que propuso la creación del Sistema Brasileño de Certificación de Hidrógeno (SBCH2).

“Con este nuevo instrumento, Brasil tendrá más seguridad jurídica con previsibilidad para las inversiones en proyectos de hidrógeno, además de contribuir a la descarbonización de la matriz energética brasileña. Otro paso importante hacia una transición energética justa e inclusiva”, afirmó el ministro de Minas y Energía de Brasil Alexandre Silveira.

El proyecto sigue las mejores prácticas adoptadas internacionalmente y representa lo que el MME considera más adecuado para que Brasil se posicione en el mercado global del hidrógeno bajo en carbono, aportando la credibilidad y transparencia necesarias para que este producto sea comercializado.

“Estamos avanzando, todos los días, para sentar bases sólidas para que Brasil certifique la calidad del hidrógeno que aquí se producirá, brindando más desarrollo, innovación y oportunidades para nuestro país. Quisiera aprovechar esta oportunidad para felicitar y resaltar el relevante trabajo que la Cámara de Diputados y el Senado Federal realizaron para aprobar este mecanismo tan fundamental para futuros procesos de negociación internacional”, destacó Alexandre Silveira.

Definir el marco jurídico-regulatorio del hidrógeno fue una de las prioridades del Plan Trienal 2023-2025 del Programa Nacional del Hidrógeno (PNH2). Ahora, el Proyecto de Ley (PL) pasa a la aprobación presidencial. El compromiso del gobierno brasileño es ampliar la oferta de financiamiento competitivo para el desarrollo de proyectos de hidrógeno bajo en carbono en el país, de ahí la importancia y necesidad del marco legal.
Dentro de la estrategia establecida en el marco del Programa Nacional de Hidrógeno (PNH2), Brasil pretende tener hubs de hidrógeno bajo en carbono consolidados en el país para 2035. A la fecha, Brasil ya tiene más de 30 mil millones de dólares en proyectos de hidrógeno anunciados.

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UL Solutions se ha posicionado como una aliada clave para proyectos de energías renovables en Latinoamérica y el Caribe. Además de ser conocida por ser parte de la certificadora UL con más de 125 años de trayectoria, esta empresa acumula una enorme expertise en consultoría en el sector energético, ofreciendo una gama de servicios diseñados para viabilizar nuevos proyectos y maximizar la eficiencia en la producción de energía.

Luigi Zenteno, ejecutivo senior de Ventas para Latinoamérica de UL Solutions, tuvo una participación destacada en el último Future Energy Summit (FES) en el Caribe, donde se refirió a la importancia de realizar un análisis exhaustivo desde las etapas más tempranas de los proyectos para asegurar su éxito a corto, mediano y largo plazo.

En el marco del panel de debate denominado «Las oportunidades de la energía eólica en la región», Zenteno sostuvo que la incertidumbre y el riesgo son dos factores críticos que hay que poder gestionar para brindar certeza a la banca. Para abordar esto en el caso eólico, respondió que UL Solutions utiliza herramientas avanzadas como Windnavigator para no sólo identificar las zonas con viento, sino también para analizar su comportamiento a lo largo del año y tomar decisiones informadas junto a la utilización de mapas de viento que consideren las periodicidades para disminuir la incertidumbre y evitar pérdidas financieras.

«Hay que ser honestos, a la hora de llevar a cabo y materializar un proyecto de esta índole, los proyectos eólicos necesitan de la banca y las entidades financiadoras para poder realizarse», indicó el ejecutivo.

UL Solutions ha ido perfeccionando su servicio para agregar valor en cada etapa del proyecto. Zenteno destaca la importancia de la fase de medición de datos para mitigar la incertidumbre y medir el riesgo. «Antes, los layouts eólicos se hacían de manera casi matemática, pero ahora hay muchos más factores a considerar, desde la disponibilidad de tierras hasta las políticas ESG».

Para enfrentar estos desafíos, la empresa ha desarrollado herramientas digitales que permiten un análisis algorítmico iterativo. Estas herramientas no solo facilitan un layout optimizado, sino que también ofrecen una interfaz visualmente agradable e intuitiva para la toma de decisiones. «Es la misma herramienta que usamos para nuestros estudios de producción y due diligence», explica Zenteno. Esta herramienta permite a los desarrolladores estimar su propia producción de energía de manera fiable. Y no solo eso.

Otro aspecto fundamental sobre el que se expresó Luigi Zenteno es la correcta selección del sitio y la configuración de la torre. UL Solutions realiza análisis algorítmicos para determinar la mejor configuración y el número óptimo de torres para minimizar la incertidumbre. Por ello, Zenteno recomienda que se debe ser muy minucioso con los datos para elegir qué tipo de torre instalar, cuántas y poner en consideración las características de las turbinas más óptimas para minimizar riesgos tecnológicos e incertidumbre en los estudios de producción de energía, de manera que no generen un P90 mucho más bajo del que esperaría la banca.

Aquel análisis de datos se volvería cada vez más relevante hacerlo en periodos de tiempo más extensos. En atención a factores como la intervariabilidad anual del viento, que puede ser afectada por fenómenos como El Niño y La Niña, y en el caso de la región caribe por temporadas de huracanes, el portavoz de UL Solutions apuntó a que el largo plazo debe ser visto como un aliado en el desarrollo de proyectos eólicos, no como un enemigo.

«Es evidente que los huracanes golpean frecuentemente estas zonas», afirma Zenteno. Identificar los parámetros de velocidad de referencia de las turbinas es esencial para asegurar su resistencia, aunque recomendó también anticiparse con soluciones de seguros que también contemplen este tipo de situaciones extremas.

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YPF Luz anuncia la construcción de un nuevo proyecto destinado a  continuar aportando energía renovable y competitiva a las industrias y empresas del país, a  través del Mercado a Término de Energía Renovable (MATER). Se trata del Parque Solar Fotovoltaico “El Quemado 1”, que estará ubicado en el departamento de Las Heras, provincia de Mendoza, a 53 km de la ciudad capital, y a 13 km de la localidad de Jocolí.  

El proyecto desarrollado junto con EMESA (empresa mendocina de energía), está ubicado en  una zona de alta radiación, y se estima que tendrá un factor de capacidad estimado de 31.4%.  En esta primera etapa, el parque contará con más de 330.000 paneles bifaciales de última  generación, instalados en una superficie de 350 hectáreas. 

La potencia instalada de esta etapa será de 200 MW, que equivale a la energía que utilizan más  de 180.000 hogares y evita la emisión de más de 298.000 toneladas de dióxido de carbono al  año. Su puesta en marcha se prevé para el primer trimestre de 2026, con un plazo de  construcción de 18 meses, y una inversión estimada de USD 170 millones en la primera etapa.  

“Estamos felices de anunciar este proyecto que reafirma el compromiso con nuestra estrategia  de acompañar a las empresas e industrias para que produzcan con energía eficiente y  sustentable. Este nuevo parque nos permite ampliar a 8 provincias el desarrollo de nuestras  operaciones a lo largo del país para continuar diversificando la matriz energética nacional”,  expresó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.  

El Parque Solar Fotovoltaico El Quemado I permitirá a YPF Luz alcanzar 915 MW de capacidad  instalada renovable. Actualmente, la compañía cuenta con 497 MW en operación y 418 MW en  construcción, que corresponden al nuevo parque de 200 MW, al Parque Eólico General Levalle,  de 155 MW en la provincia de Córdoba, y al Parque Eólico CASA de 63 MW, ubicado en Olavarría,  provincia de Buenos Aires. Estos proyectos reafirman el liderazgo de YPF Luz en la provisión de  energía renovable y su presencia federal en 8 provincias del país.

Características del Parque Solar Fotovoltaico El Quemado 1: 

Inversión: US$ 170 millones. 
Factor de capacidad: de 31,4%. 
Potencia instalada: 200 MW.
Energía equivalente a más 180.000 hogares.
Ahorro de 298.609 toneladas de CO2 al año.
Paneles: 337.212 paneles fotovoltaicos bifaciales. 
Empleo en etapa de obra: más de 400 personas en pico de obra.  
Superficie: 350 hectáreas en una superficie total de 2816.  
El parque se interconectará al Sistema Argentino de Transporte Eléctrico a través de la  actual Línea de Alta Tensión 220 kV “Cruz de Piedra (Mendoza) – San Juan” que incluye  la construcción de la nueva Subestación Transformadora El Quemado.  
Fecha de inauguración: primer trimestre de 2026. 

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Comprometida con seguir entregando energía segura y confiable para el país, y luego de más de un mes de trabajo en labores de intervención, mantenimiento y reemplazo de equipamiento afectado en la Central Hidroeléctrica Chivor, AES Colombia ha puesto en operación nuevamente a esta central, la cuarta de mayor capacidad en el país, y está entregando cerca de 375 MW/hora de energía al Sistema Interconectado Nacional desde las 21:00 horas del domingo 14 de julio.

La salida de operación de Chivor se dio el pasado 6 de junio luego de una creciente histórica que trajo un alto volumen de sedimentos que afectaron las unidades de generación e impidieron la continuidad de operación de la central.

Desde ese momento, el equipo técnico de AES Colombia, conformado por más de 260 personas, entre ingenieros y técnicos mecánicos, eléctricos y de obras civiles ha trabajado de manera continua, completando más de 100 mil horas laboradas para la recuperación de la central y su reinicio de operaciones; hito que se logró ayer con la puesta en servicio de las primeras tres unidades de la central, que suman 375 MW de capacidad instalada, y que están operando a máxima capacidad.

Las actividades de recuperación en Chivor tuvieron dos frentes principales: los túneles de conducción y las unidades de generación. En cuanto a los túneles, denominados Chivor 1 y Chivor 2, se realizó el vaciado total de los mismos, así como una inspección detallada y remoción de sedimentos en estas estructuras que superan los 13 km de longitud.

Respecto a las unidades de generación, se hizo intervención en siete de las ocho con que cuenta la central, se realizaron trabajos de recuperación de 42 inyectores de turbinas, se hizo limpieza de blindajes, foso de turbinas y pozos de refrigeración; y se intervinieron cuatro válvulas esféricas.

Con estas actividades realizadas, el pasado 4 de julio se inició el proceso de llenado del túnel Chivor 2, que se completó este fin de semana, permitiendo realizar las maniobras de prueba para reiniciar la generación de energía en la central que alcanzó 38 días fuera de operación.

“Aplicando los más altos estándares en seguridad y calidad, hemos logrado el reinicio de operaciones en Chivor para que Colombia cuente nuevamente con la energía de esta central, así como lo ha hecho en sus casi 50 años de operación. Todo nuestro equipo humano sigue trabajando de manera esforzada y comprometida con el país para que paulatinamente pongamos en funcionamiento las cinco unidades restantes, lo cual esperamos ocurra hacia principios de agosto, logrando entonces que los 1.000 MW de capacidad de la central estén disponibles y operando”, destaca William Alarcón, Gerente de Operaciones de AES Colombia.

Junto con la entrada en operación de la central, la Compañía también detuvo los reboses en el embalse La Esmeralda, los cuales se han realizado desde el pasado 12 de junio de manera controlada, atendiendo lo establecido en el manual de operaciones y permisos ambientales existentes. Dichos reboses fueron necesarios para mantener el embalse por debajo del 80% de su volumen útil y asegurar así su función de amortiguación de nuevas crecientes que se presentaron en esta temporada de lluvias, prestando su servicio ambiental de regulación de caudales.

De igual manera, junto con las labores de recuperación de la central, se hicieron las respectivas inspecciones y análisis de las grandes infraestructuras de Chivor como el rebosadero, la presa y la casa de máquinas, las cuales se encuentran en óptimas condiciones y sin ninguna afectación por el incidente ocurrido.

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¿Cuál es la diferencia entre IA Generativa y la IA y ML tradicionales?

La mayoría de los casos de uso de ML que implementamos en 7Puentes requieren un conjunto de datos etiquetados como entrada básica. Es decir, ejemplos para que el algoritmo o modelo se adapte a los patrones presentes en los datos. A menudo, obtener un buen conjunto de datos es una tarea laboriosa para las organizaciones, ya que requiere descubrir características o variables que sean relevantes para la predicción, limpiar los datos e, incluso, esfuerzo humano para etiquetarlos correctamente.

En los casos de GenAI, este problema se reduce significativamente porque los LLMs han sido preentrenados con enormes conjuntos de datos públicos que capturan estos patrones, incluso si los datos no son del dominio del cliente en cuestión (en algunos casos). ¿Qué queda por hacer para aprovechar esto? Solo afinar y trabajar con los prompts (proporcionando ejemplos) para adaptarlos al caso de uso y también al dominio del cliente. 

Otra diferencia importante es que los modelos típicamente utilizados para la generación de texto no funcionan para muchos de los problemas típicos de la industria asociados con series temporales o información geoestadística típica de la industria del petróleo y gas. 

¿Cuáles son las oportunidades en la industria del petróleo y gas?

En el sector del petróleo y gas, diversos roles industriales coexisten con operadores de maquinaria pesada, supervisores de tareas, organizadores y planificadores. Es en estas interfaces entre los sistemas informáticos que los humanos operan donde aparece la mayor oportunidad. 

Clasificación de texto y toma de decisiones: Los operadores en el campo a menudo registran observaciones y notas sobre mantenimiento, seguridad, higiene, calidad y otros aspectos de los procesos. Estos informes generalmente se recopilan y almacenan en los sistemas de gestión de la planta, pero necesitan ser leídos por otros humanos para la toma de decisiones estratégicas subsiguientes. Hoy en día, las tecnologías de IA generativa permiten leer automáticamente estas observaciones y categorizar o extraer nuevo conocimiento de grandes volúmenes de ellas. En este caso, un humano necesitaría días para leer muchos textos, pero una IA puede hacerlo en pocos minutos.
Interpretación de gráficos e informes: Los últimos modelos son multimodales y tienden a ser efectivos interpretando gráficos y diagramas de manera básica. Esto puede contribuir mucho a la lectura de visualizaciones de datos geológicos como datos sísmicos, registros de pozos y recortes. El beneficio es claro. Puede ahorrar tiempo significativo cuando un analista tiene que leer 500 páginas de informes técnicos. Sin duda, la IA generativa acelerará estas tareas y simplificará los procesos, liberando al personal humano para enfocarse en otras actividades estratégicas del negocio.
Consultas rápidas y Text2SQL: Las organizaciones de petróleo y gas tienen muchos sistemas, y en muchos casos, la información está muy fragmentada entre los mismos sistemas. Esto suele ser una consecuencia natural de la organización de la industria y los proveedores de software específicos. Desarrollar una interfaz de texto o incluso de audio integrada que sea conveniente para los niveles de gestión para resolver consultas rápidas es un caso de uso muy interesante.

Un aspecto a considerar: OpenAI vs. OpenSource

Este es un aspecto muy importante a considerar porque hay dos barreras para usar los modelos de OpenAI, asumiendo que son los mejores para las tareas que se busca realizar.

Por un lado, está el precio, ya que estos modelos no son gratuitos y cobran por tokens, similar a cobrar por palabras, lo que puede aumentar el costo significativamente.

Por otro lado, la propiedad intelectual y la sensibilidad de la información manejada en este sector suelen impedir el uso de este tipo de servicio. Hoy en día, no se puede tener un control del 100% sobre el software de OpenAI en una instalación on-premises o en una nube privada y altamente segura. Esto lleva a muchos a tratar de lograr los mismos resultados con código abierto. Requiere, además, estar al día con los últimos modelos, ya que cada semana aparecen nuevas versiones de modelos que los superan. 

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La Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) aplicó la multa más alta e histórica en materia de deficiencia en la calidad de la prestación del servicio de distribución eléctrica, por la suma de 14 millones de balboas, reveló Zelmar Rodríguez Crespo en calidad de administradora general nominada.

De acuerdo con la información, la Empresa de Distribución Eléctrica Metro-Oeste, S.A. (EDEMET) y la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A. (EDECHI), ambas del grupo Naturgy, incumplieron con las normas de calidad del servicio vigentes en materia de electricidad.

En virtud del ejercicio regulatorio, la ASEP ordena a la empresa EDECHI y EDEMET aplicar un crédito a favor de sus clientes afectados por  incumplimiento en la calidad del servicio, por el orden de B/.3,6 millones de balboas y B/.10.7 millones de balboas, respectivamente.

Rodríguez Crespo, advierte a todas las empresas concesionarias elevar la calidad de la prestación de los servicios públicos en beneficio de los panameños.

“Estamos trabajando por una transformación integral de los servicios públicos en el país”, sostuvo la administradora nominada, al tiempo que expresó su compromiso de recorrer el país.

La ASEP es un organismo autónomo que controla, regula, ordena y fiscaliza la prestación de los servicios públicos de abastecimiento de agua potable, alcantarillado sanitario, electricidad, telecomunicaciones, radio y televisión, así como la transmisión y distribución de gas natural.

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Este año Future Energy Summit (FES) aterrizará en Colombia por cuarta vez con el mega evento que todo el sector energético de la región está esperando para continuar con el camino de la transición energética.

Más de 500 profesionales asistirán a esta cita que se llevará a cabo en el salón de conferencias del Hotel Marriott Bogotá ( Calle 73 No. 8 – 60, Santa Ana, 110221, Colombia), el martes 29 y el miércoles 30 de octubre de este 2024.

Tal como ocurrió en la edición del año pasado (ver transmisión), disertantes de envergadura se subirán al escenario para formar parte de los paneles de debate y cientos de asistentes podrán participar en los más sofisticados espacios para networking.

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Y dentro de la nómina de empresas que acompañarán el evento FES Colombia, Sungrow y Seraphim son quienes encabezarán el primer panel de la jornada, con la mirada puesta en analizar el Estado de la energía solar fotovoltaica en Colombia: Visión de líderes

Durante el debate moderado por Raúl Lancheros,director de Asuntos Sectoriales de la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen), se intercambiarán posiciones sobre las innovaciones más eficientes de la industria solar y se propondrán cambios regulatorios para facilitar el desarrollo de proyectos fotovoltaicos en el país.

Sungrow, fabricante de inversores líder a nivel mundial, participará a través de su North Latam Head of Sales, Héctor Núñez quien presentará las últimas soluciones en las que han estado trabajando para adaptarse a las necesidades de sus clientes. A su vez, planteará las oportunidades que presentan los sistemas de almacenamiento como complemento para resolver las intermitencias de las instalaciones solares en el país y garantizar la confiabilidad del sistema.

También participará Mayron Morales, Sales Manager Colombia de Seraphim, fabricante de módulos solares a nivel mundial, cuyos productos se distribuyen en 28 países de Latam, y abarcan una amplia gama de proyectos, desde instalaciones a gran escala hasta sistemas residenciales y comerciales del segmento de generación distribuida. El ejecutivo describirá cómo los módulos han evolucionado en los últimos años, pasando de la tecnología Mono PERC, a la TopCON.

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

Cabe destacar que el sistema eléctrico colombiano alcanzó el hito de superar 1 GW de capacidad instalada solar con la entrada en operación comercial de los proyectos solares La Loma y Fundación, gestionados por Enel.

Con esta incorporación, el sistema eléctrico del país cuenta ahora con 1.333 megavatios (MW) de capacidad instalada en operación comercial, de los cuales 697 MW han sido instalados en lo corrido de 2024.

En línea con esta tendencia, Future Energy Summit llega a Colombia en un momento oportuno ya que se espera la entrada de nuevos proyectos fotovoltaicos a corto plazo en el país. 

Con la participación de estos destacados oradores, la megaferia ofrece el escenario ideal para que stakeholders puedan intercambiar posiciones sobre estos temas y explorar sinergias y nuevos negocios en torno a la industria fotovoltaica.

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La motosierra del gobierno de Javier Milei otra vez llegó al sector energético de Argentina y ahora los generadores renovables del país están en alerta por una nueva falta de pagos. 

Varios titulares de  proyectos adjudicados en el Programa RenovAr conversaron con Energía Estratégica y denunciaron que sólo recibieron entre el 35 y 40% de la liquidación total, por lo que están a la espera de que se resuelva la situación en el corto plazo. 

“El viernes 12 de julio debió haber entrado la liquidación completa, pero sólo ingresó entre 39-40%. Es la primera vez que nos sucede algo así”, manifestaron desde una empresa con parques ganadores en las licitaciones públicas hechas durante el gobierno de Mauricio Macri. 

¿Cuál fue la causa de la deuda? Este nuevo incumplimiento se debió a falta de capitales en el Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (FODER). Es decir que “no hay plata”, rememorando la advertencia de Milei en su primer discurso presidencial. 

“El pago del viernes fue parcial, por un 39,5%, que se corresponde con el dinero que disponíamos perteneciente al FODER, dicho fideicomiso es el que garantiza el pago a los Renovables adheridos al mismo la cobranza al vencimiento, mediante transferencias a nuestras cuentas de los importes necesarios para realizar el pago”, asegura una carta de CAMMESA a la que accedió Energía Estratégica.

“Dichas transferencias no se han producido a la fecha, ese es el motivo del pago parcial. El resto de los generadores no han cobrado porcentaje alguno de sus acreencias, ya que nuestras disponibilidades de fondos no nos lo permiten”, agrega.

Cabe recordar que el FODER es una creación de la Ley N° 27191 (régimen de fomento a las renovables) de Argentina que fue fondeado exclusivamente por aportes del tesoro realizados por el Estado Nacional. 

El mismo actúa como un fideicomiso de garantía, y como tal, se limita a otorgar dos tipos de garantías con respecto a las rondas 1, 1.5 y 2 del Programa RenovAr y la Resolución 202/2016 del ahora ex Ministerio de Energía y Minería: 

Garantía de pago por la energía abastecida
Garantía del Put-Option (precio de venta del proyecto)

“Llamó la atención que, si bien el responsable de la liquidación es CAMMESA, está el hito del FODER para actuar como garantía en caso de incumplimiento de pagos, pero desconocía que ya CAMMESA estaba recurriendo al fondo para abonar”, sostuvieron desde otra empresa adjudicada en RenovAr. 

Esta no es la primera vez que se da una situación de impagos en el sector energético tras la llegada de Milei al gobierno, dado que en el cuatrimestre inicial del 2024 se confirmó una multimillonaria deuda de alrededor de USD 1250 millones.

Tras varios cruces entre generadoras y petroleras con el Poder Ejecutivo Nacional, el ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, anunció la total adhesión al bono en dólares Step-UP 2038 (más conocido como AE38), que vence dentro de 14 años, posee una tasa fija del 4,25% anual y cotiza al 50% de paridad. 

Sin embargo, en esta oportunidad se prevé que la situación no pase a mayores, sino que proyecta que se definirá en el transcurso de los próximos días. 

“Si bien la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA pagó el 35% del vencimiento de julio, informaron que estiman cancelar el saldo restante a lo largo de esta semana con aportes del Tesoro Nacional”, confió una fuente cercana a este portal de noticias.

“Desde CAMMESA indicaron que llamemos en 48 horas. Sólo queremos saber cómo sigue esto, con tal de no llegar a la situación dada con otros agentes del MEM a principios de año”, agregaron desde otra empresa del sector renovable de Argentina.   

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El Directorio de la Corporación Eléctrica del Ecuador  – CELEC EP, presidido por el  ministro de Energía y  Minas, Antonio Goncalves; y conformado por la secretaria nacional de Planificación, Sariha Moya, y el delegado del presidente de la República, Michelle Sensi Contugi, aprobó el reglamento que permitirá a esta Empresa Pública Estratégica asociarse con capitales privados para la construcción de nuevos proyectos de generación de energía eléctrica, conforme establece la Ley de Empresas Públicas (LOEP).

Su aprobación y puesta en ejecución es una de las acciones planteadas por el Gobierno Nacional, a través del Ministerio de Energía y Minas y  CELEC EP, para enfrentar la crisis eléctrica, ya que permitirá la atracción de recursos privados para el desarrollo de nuevos proyectos de generación, que no se pueden desarrollar por falta de recursos fiscales.

En el documento se establecen las normas para ejecutar proyectos a través de la capacidad asociativa (alianzas estratégicas, consorcios o empresas de economía mixta), para cumplir los fines y objetivos empresariales; y para ampliar actividades, acceder a tecnologías avanzadas y alcanzar las metas de productividad y eficiencia.

El ámbito de aplicación del reglamento es personas naturales o jurídicas, públicas y privadas, nacionales o internacionales que se puedan asociar con CELEC EP. No constituyen una delegación para la prestación del servicio público, pues esta se rige por la ley sectorial o de Alianzas Público-Privadas.

Una vez que se aprobó el reglamento, hasta finales de agosto de 2024 se procederá con la conformación de la Comisión de Procesos Asociativos y el desarrollo de las guías técnicas.

Entre septiembre y octubre se realizará la  selección de los proyectos mediante alianzas estratégicas, así como la elaboración de los términos de referencia y las bases licitatorias.

Entre noviembre y enero de 2025 vendrá el proceso de licitación para la selección del socio estratégico, mientras que entre febrero y marzo se realizará el proceso licitatorio y firma del contrato de alianzas estratégica. Finalmente, entre abril y mayo de 2025 iniciará la administración – ejecución del contrato.

Reglamento-de-Procesos-Asociativos

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El almacenamiento energético ha comenzado a ocupar un lugar importante en la agenda de las empresas mexicanas, especialmente tras la publicación del anteproyecto de acuerdo por el cual se emitirán las Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACGs) para la Integración de Sistemas de Almacenamiento de Energía al Sistema Eléctrico Nacional (ver más).

Haciéndose eco de estos avances, la Agencia de Energías Renovables de Nuevo León, invitó a empresas del sector a discutir las oportunidades existentes con esta tecnología, así como las opciones de financiamiento que están surgiendo para facilitar su adopción.

Ana Muradás Lorenzo, Sales & Business Engineer Manager de Quartux, explicó que los sistemas de almacenamiento son viables y ya se implementan en diversas partes del mundo, incluyendo México. Sin embargo, reconoció que son proyectos costosos y subrayó la importancia de comprender cómo hacer realidad estas inversiones. «Cada proyecto será diferente según el tamaño y consumo del cliente, lo que afectará el costo y el retorno de inversión», comentó Muradás. Según sus observaciones, el retorno de inversión para proyectos de «Load Shifting» y «Peak Shaving» puede ser de aproximadamente dos a tres años.

La portavoz de Quartux también destacó la integración de baterías en proyectos de generación, como parques solares, para mejorar la rentabilidad. En cuanto a la implementación sin un capital inicial disponible, mencionó dos modelos principales de financiamiento que Quartux maneja: Leasing (arrendamiento) y Storage as a Service (Saas). Estos modelos permiten a las empresas instalar sistemas de almacenamiento y ver los beneficios económicos sin realizar una inversión inicial significativa.

Aquellas no serían las únicas alternativas en el mercado mexicano. Francisco Cervantes, Chief Commercial Officer (CCO) de Skysense, abordó la cuestión del financiamiento, señalando que no siempre se dispone del CAPEX necesario para una adquisición inmediata. «Esto nos lleva a generar diferentes opciones de financiamiento atractivas e innovadoras», indicó Cervantes. En tal sentido, Skysense ofrece sistemas de financiamiento basados en el desempeño de los equipos, especialmente para sistemas UPS de respaldo ininterrumpido, microrredes inteligentes y soluciones de ahorro energético. Además, subrayó que estos esquemas pueden variar desde plazos cortos de hasta cinco años, hasta arrendamientos financieros de 10 a 15 años.

Al igual que Quartux, Skysense también maneja el modelo de energía como servicio, donde la inversión inicial corre a cargo de la empresa y los ahorros generados se comparten con el cliente. «El panorama luce muy bien con la nueva regulación, ya que cubre más temas de energía y nos permite empezar a implementar proyectos con beneficios claros», añadió Cervantes.

Definición de necesidades y optimización de proyectos

Por su parte, Israel Rodríguez, Commercial Manager de Intermepro en México, enfatizó la importancia de definir el uso del sistema conforme a las necesidades técnicas y económicas de cada planta. «Es necesario contar con la mayor información posible, lo cual implica auditorías y evaluaciones, incluyendo estudios de energía, mediciones y recopilación de información relevante», explicó Rodríguez. Esta fase es sumamente determinante para avanzar con el estudio de factibilidad y, si es favorable, proceder con el diseño y planificación del proyecto.

El referente de Intermepro en México también mencionó las opciones de financiamiento disponibles en esta compañía, como PPA para solar o arrendamientos financieros para sistemas híbridos. Un detalle no menor es que esta empresa, una vez definida la viabilidad del proyecto, se vuelve un aliado ideal para acompañar a los clientes en la instalación, puesta en marcha, y pruebas, asegurando el correcto funcionamiento del sistema.

Sungrow fue otra de las empresas que se sumó al evento de la Agencia de Energías Renovables de Nuevo León, y José Alfredo Medina Jara, Application Engineer ESS en Sungrow Latam, puso el acento en ajustar el proyecto de almacenamiento de energía a sus necesidades específicas para asegurar su rentabilidad. «Es crucial realizar un diseño detallado y mapear el perfil de consumo para evitar sorpresas que afecten los ingresos proyectados», indicó Medina. Además, subrayó la necesidad de minimizar los consumos auxiliares del sistema, recomendando el uso de tecnologías de refrigeración líquida más eficientes.

Medina Jara sugirió que un diseño adecuado y ajustado a las proyecciones de consumo permitirá obtener los retornos esperados y aumentar la rentabilidad del proyecto. «Mientras menos energía necesitemos sacar del sistema de baterías para alimentarlo a los consumos auxiliares, mayor será el ingreso económico asociado», concluyó.

Beneficios Fiscales y Perspectivas Futuras

Alejandro Pantoja, Energy Director de CADIA, señaló que las empresas mexicanas ya pueden empezar a gozar de los beneficios de contar con una solución de almacenamiento y que uno de los principales incentivos actuales que eliminan las barreras de acceso a esta tecnología es el beneficio fiscal del 100% de la utilidad del primer año del Impuesto Sobre la Renta (ISR) para sistemas renovables. «Esto aplica principalmente para sistemas renovables. Sin embargo, la ley establece que tanto los sistemas de energía renovables como los cambios sucesivos de estas pueden acceder a este beneficio», explicó Pantoja.

En términos de tecnología y minimización de riesgos, Alejandro Pantoja apuntó a los avances significativos en los últimos años, con sistemas más compactos y eficientes que pueden almacenar mayor cantidad de energía. «Las garantías de los sistemas han aumentado de 7-10 años a 15-20 años, lo que habla de la fiabilidad y perspectivas futuras», añadió.

Considerando todo lo antes expuesto, aunque la regulación en México aún está en proceso, los proveedores de estas soluciones argumentan que es posible instalar sistemas de almacenamiento sin requerir permisos adicionales, siempre y cuando no se busque inyectar energía a la red. No obstante, están atentos a la nueva regulación por aprobarse para ir contemplando la creación de un registro para estos sistemas, permisos para inyección y acceso a beneficios económicos por servicios adicionales que podría brindar.

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El mes pasado, en Múnich se realizó con éxito Intersolar Europe, la feria más grande de la industria de la energía solar, donde empresas líderes del sector fotovoltaico presentan sus últimos avances tecnológicos con el objetivo de demostrar su compromiso con la innovación y la excelencia.

Una de ellas fue GCL, proveedor líder de polisilicio, obleas de silicio y otras materias primas fotovoltaicas, quien reveló las estrategias de sostenibilidad para permitir a sus clientes la toma de decisiones informada para la reducción de su huella de carbono.

En diálogo con Energía Estratégica, Enrique García, responsable de Iberoamérica en la compañía destacó: “Por los compromisos internacionales asumidos y las nuevas regulaciones que se vienen, la banca europea y americana dejarán de financiar a los proyectos que no tengan trazabilidad. Esto obligará al instalador y al epecista reducir su huella de carbono”.

Esa exigente demanda de sostenibilidad y transparencia existente hoy en el mercado impulsó a GCL a trabajar en una estrategia de ESG totalmente enfocada a las necesidades de sus clientes y un sistema de trazabilidad continua para que las empresas puedan tener una visión completa de la procedencia y los procesos de fabricación, con solo escanear el código QR presente en sus productos.

“GCL es el mayor fabricante de silicio del mundo y eso nos permite tener toda la cadena de valor integrada. Vamos a lanzar un QR con la trazabilidad de nuestros productos. Este expondrá dónde se ha producido el silicio, la célula y el módulo y qué huella de carbono ha generado. De esta forma, le damos al cliente toda la capacidad para descarbonizar sus procesos productivos”, explicó.

Esta iniciativa no solo mejora el impacto en el medioambiente y es un atractivo mayor para los consumidores, sino que además vuelve más competitivos los precios de los insumos.

Utility vs generación distribuida

Si bien GCL hace más de siete años se dedica exclusivamente a trabajar con promotores de parques de gran escala, de entre 50 y 500 MW de potencia instalada, García reveló que el futuro del mercado se dirige hacia la generación distribuida.

“Tenemos muchísimo más proyectos de utility que de generación distribuida: estamos en un 60 contra un 40%. No obstante, sabemos que la generación distribuida es lo que copará el mercado. A nivel económico, el negocio de ese segmento es muy interesante. Aunque dependemos de las coyunturas económicas de cada país, esta tendencia en Europa es evidente”, analizó.

A su vez, el ejecutivo advirtió que el autoconsumo está creciendo mucho en países latinoamericanos como Brasil, Colombia, Chile y México, siendo este último el mercado que más tracciona aun con un límite de bajo de potencia (500 kW).

Por otro lado, augura un aumento prolongado de proyectos fotovoltaicos de diversas dimensiones en Perú, al ser una región con “mucho potencial para hacer instalaciones”.

“Tenemos en la mira 4 proyectos de mucha capacidad en Perú y estamos trabajando para ser su proveedor. Vemos muy interesante la interconexión del país con Ecuador ya que permitirá el intercambio de energía a futuro. Si bien se tiene que desarrollar más a nivel de infraestructura, me parece un actor que puede jugar un papel muy importante en esa región”, alertó.

Y concluyó: “Perú está en la misma situación que estaba Chile en 2014: se muestra esperanzador con ansias de crecimiento y efervescencia. Es muy probable que con los años haya un mayor desembarco de desarrolladores epecistas y se cree una sólida industria solar. Por ahora, está muy apoyada por los chilenos que están allí y conocen el mercado y el know-how. Eso va a permitir que el país crezca lo más rápido posible”.

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DAS Solar, líder en tecnología de tipo N, ha recibido una clasificación «A» en el último informe trimestral PV Bankability Ratings Quarterly de PV ModuleTech para el segundo trimestre de 2024, lo que confirma el sólido desempeño financiero de la empresa, la innovación tecnológica continua y la confiabilidad superior del producto.

Como herramienta analítica autorizada en la industria, el informe trimestral PV ModuleTech Bankability Ratings no solo proporciona un análisis profundo de las capacidades de fabricación y la estabilidad financiera de una empresa, sino que también evalúa de manera integral la fortaleza general de la empresa en la gestión de riesgos de inversión y financiamiento, la garantía de confiabilidad del producto, los sistemas de entrega eficientes y la construcción de reputación.

Como uno de los principales fabricantes de PV, DAS Solar se dedica a la exploración continua y la investigación rigurosa en tecnología de tipo N, superando constantemente los estándares de la industria en eficiencia de células y módulos. Aprovechando la eficiente tecnología TOPCon 4.0 de tipo N, la empresa ha liderado la industria fotovoltaica hacia el avance tecnológico, clasificándose constantemente entre los 10 primeros en envíos de módulos fotovoltaicos debido a su alta eficiencia de conversión, baja tasa de degradación y excelente coeficiente de temperatura.

En la actualidad, las células TOPCon 4.0 Plus de DAS Solar tienen una eficiencia de producción en masa del 26,6 %, lo que ha batido récords mundiales en repetidas ocasiones y ha situado a la empresa a la vanguardia de la tecnología de tipo N. Los módulos BC de la serie Diamond de DAS Solar se dieron a conocer en la exposición SNEC 2024, que obtuvo un amplio reconocimiento y confianza en el mercado por la alta potencia, la seguridad y la estabilidad del módulo. Además, DAS Solar ha establecido profundas asociaciones entre la industria y el mundo académico con la Universidad de Nueva Gales del Sur, formulando una estrategia de desarrollo tecnológico. Basándose en la estructura avanzada de células TOPCon de contacto pasivado, la tecnología de contacto posterior DBC, la tecnología en tándem de perovskita/silicio TSiP y la tecnología de células de multiplicación de excitones basada en silicio SFOS impulsan colectivamente el despliegue integral de tecnologías futuras, esforzándose por lograr una nueva eficiencia máxima del 40 %.

Además, como parte de su constante progreso y sus destacadas contribuciones al desarrollo sostenible, ampliamente reconocidas por la comunidad internacional, DAS Solar también se ha unido a Achilles, la plataforma líder en gestión de ESG. DAS Solar presentó recientemente su nuevo concepto de sostenibilidad, DASGREEN, lo que demuestra su compromiso con el desarrollo sostenible ecológico y su profundo conocimiento.

La mejora de la calificación de bancabilidad de PV ModuleTech es un testimonio de la excepcional fortaleza y el vasto potencial de desarrollo de DAS Solar, así como una confirmación de la innovación continua de la empresa en la industria fotovoltaica. Al brindar un sólido respaldo y garantía para la expansión comercial de DAS Solar en el mercado global, este galardón consolida y mejora aún más la confianza de los inversores globales. En el futuro, DAS Solar mantendrá su filosofía de desarrollo ecológico, buscará incansablemente la innovación y ayudará a construir una economía verde, baja en carbono y circular.

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Grupo JR Ortiz ha completado con éxito la construcción  de una de las mayores plantas fotovoltaicas de Perú, marcando un hito significativo en  su expansión regional. Ubicada en el departamento de Arequipa, conocido por su excepcional radiación solar, esta planta de 100 MW se posiciona como la tercera instalación renovable más grande del país, reforzando la posición de Grupo JR Ortiz  como líder en el sector de energías renovables en América Latina. 

Situada en el desierto de Mollendo y recientemente conectada, la planta  proporcionará energía renovable suficiente para abastecer al sistema eléctrico  nacional, equivalente al consumo de aproximadamente 62,000 hogares. Además de  este impacto energético, impulsará la economía local mediante la creación de  empleos y la implementación de programas de desarrollo comunitario, promoviendo  un crecimiento sostenible para la región de Arequipa. 

«La conexión de nuestra primera planta fotovoltaica en Perú es un hito significativo que  refleja el arduo trabajo y la dedicación de nuestro equipo. Este logro no solo fortalece  nuestra capacidad operativa, sino que también demuestra la confianza depositada en  nosotros por nuestros clientes y socios. Estamos comprometidos a seguir avanzando  en nuestra misión hacia un futuro más limpio y sostenible, generando un impacto  positivo en las comunidades y economías locales,» explica José Ramón Ortiz,  Presidente del conglomerado. 

Compromiso con la Sostenibilidad y Desarrollo Comunitario 

La construcción de la planta fotovoltaica en Mollendo no solo demuestra la sólida  capacidad técnica y financiera de Grupo JR Ortiz, sino también su firme dedicación  hacia la sostenibilidad y la reducción de emisiones de carbono. Este proyecto  específico refuerza el compromiso firme del grupo con la descarbonización y la lucha  contra el cambio climático, contribuyendo significativamente a evitar la emisión de  56,092 toneladas de CO2 anualmente. Asimismo, la empresa impulsa activamente  tecnologías limpias y apoya el desarrollo local mediante la generación de empleo y la  implementación de programas de responsabilidad social. Además, la planta  contribuirá a diversificar la matriz energética de Perú, fortaleciendo la seguridad  energética nacional y reduciendo la dependencia de combustibles fósiles.

Visión y Expansión Futura 

Grupo JR Ortiz ha consolidado su presencia en América Latina con la reciente  construcción de 1 GW en la región. Junto con Estados Unidos y Europa, estas áreas son  fundamentales para las operaciones de la empresa, que tiene planes ambiciosos de  expansión. Actualmente, la compañía tiene 1,000 MW conectados, lo que ha generado  más de 250 empleos directos en América Latina. Este crecimiento refleja el  compromiso del conglomerado con el desarrollo sostenible y su capacidad para  adaptarse a las futuras necesidades energéticas, facilitando el crecimiento  económico regional y fortaleciendo las comunidades locales a través de la creación de  oportunidades laborales y la promoción de tecnologías limpias.

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En pleno desierto de Atacama, en un evento de gran relevancia para el futuro energético, el subsecretario, Luis Felipe Ramos, encabezó la inauguración de la planta solar CEME1, ubicada a cinco kilómetros de la comuna de María Elena en la región de Antofagasta.

La planta CEME1, de propiedad de la empresa Generadora Metropolitana, en alianza estratégica entre la francesa EDF y la chilena AME, cuenta con una capacidad instalada de 480MW y 882 mil paneles de estructura fija, constituyéndose en la planta fotovoltaicas más grande del país.

Este parque se emplaza en un área total de 435 hectáreas -lo que equivale a 609 canchas de fútbol del estadio nacional – y contempla una línea de transmisión de aproximadamente 9,6 kilómetros, que se conectará al Sistema Eléctrico Nacional en la Subestación Miraje.

En su discurso, la autoridad ministerial destacó la importancia de esta inauguración, subrayando que la planta solar CEME1 no solo es un hito en la infraestructura energética, sino también un claro ejemplo de cómo Chile avanza en el segundo tiempo de la transición energética.

“El segundo tiempo de la transición energética, las energías renovables constituyen las principales fuentes energéticas para luego alcanzar, antes del 2050, la carbono neutralidad”, dijo el subsecretario.

En este sentido, resaltó que “gracias a proyectos como CEME1, lo que sumado a las políticas de Estado de amplio consenso, damos un paso importante en la transición energética, lo que nos permitirá seguir haciendo de nuestro país un destino atractivo para el desarrollo de inversiones en ERNC, alcanzar la carbono neutralidad antes del 2050, y con ello hacer de Chile un mejor país para vivir y protagonista de un planeta mejor habitable”.

Además, el subsecretario, destacó el trabajo legislativo que impulsa el Ministerio de Energía para alcanzar las metas de aumento de participación de ERNC en la matriz eléctrica.  “Estamos llevando a cabo diversas políticas públicas, entre las cuales, destaca el PDL que impulsa la participación de energías renovables y el proyecto de Ley de Transición Energética ambas en tramitación legislativa en el Congreso Nacional”, puntualizó.

Potencial energético de la región de Antofagasta

La región de Antofagasta es conocida como la Capital Energética de Chile, y así lo confirman las cifras, pues según los datos del Coordinador Eléctrico Nacional, la región posee una capacidad instalada total de 8.059 MW, de los cuales 4.305MW corresponde a fuentes renovables como: la solar, eólica y geotérmica, lo que significa el 53% de la matriz.

En esta línea, la seremi, Dafne Pino Riffo, comentó que la región es líder en el despliegue de las energías renovables y estratégica para alcanzar las metas país. “La región sigue liderando el desarrollo energético renovable, muestra de ello es que con la inauguración de CEME 1, cotamos con 44 plantas fotovoltaicas, que en conjunto alcanzan 3.226 MW de capacidad instalada de energía solar, aportando esta fuente el 66% de la matriz energética regional”, precisó la autoridad regional.

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El mega evento FES Iberia, organizado por Future Energy Summit, reunió a más 400 empresarios, académicos, y funcionarios del sector de las renovables con el fin de debatir sobre los principales temas de la agenda energética de España y Latinoamérica.

Uno de los paneles de debate estuvo orientado al panorama internacional de la transición energética en Iberoamérica, en el que Martín Parodi, managing director de TotalEnergies, analizó los retos y oportunidades para el avance de las renovables en Argentina. 

“Tuvimos un muy buen arranque desde el 2017 con la Ley N° 27191, de tal modo que hay poco más de 6000 GW de potencia instalada (sin contar hidroeléctricas de más de 50 MW de capacidad); pero aún en el total de la matriz, cerca del 45% aún es capacidad térmica fósil, por lo que hay margen donde crecer”, aseguró. 

“Aunque actualmente no se explora mucho la parte renovable y hay que construir líneas, es buen momento para entrar con inversiones renovables en Argentina y esperar un par de años más para estar preparados”, complementó. 

Entre los desafíos se destacan las dificultades para el pago de dividendos o compras de materiales y productos. Aunque, de acuerdo a lo que explicó Parodi, esto último se está flexibilizando, dado que antiguamente no se podían pagar paneles solares por adelantado sino que podía tocar a 180 o 360 días; pero actualmente se abonan en 30, 60, 90 o 120 días.

“El gobierno habla de que vendrá una inyección muy grande de dólares, lo que alentará a que esos pedidos y productos se puedan pagar inmediatamente”, añadió el especialista. 

Además, Argentina cuenta con poca o nula capacidad de transporte disponible en aquellas zonas con mejor factor de carga fotovoltaica o eólica, lo que deriva en que las empresas busquen llevar a cabo los parques en provincias con menos recursos e industrias vinculadas a la materia. 

Por ejemplo, en el mecanismo de asignación “pleno” del último llamado del Mercado a Término (MATER) sólo hay 280 MW para exportar en el corredor integrado por Misiones, Noreste Argentino y el Litoral.

Mientras que el mecanismo Ref “A” (curtailment de hasta 8%), sí posee potencia disponible para todos los corredores, puntualmente desde 1254 MW hasta 1754 MW, dependiendo si en algunos de ellos se adjudican centrales eólicas o fotovoltaicas (ver nota). 

Siguiendo esa línea, TotalEnergies ya confió que espera presentarse en alguna convocatoria del MATER antes de fin de año, que evalúa otras tecnologías además de parques solares y eólicos e intenta encontrar el mejor recurso donde haya disponibilidad de red o teniendo en cuenta el curtailment con alguna inversión en el sistema.

Una vez concretado su parque solar Amanecer, y si logra asignación con algún otra central, la compañía aumentará su capacidad renovable operativa en Argentina, la cual actualmente es de 278,4 MW repartidos en una planta fotovoltaica (Caldenes del Oeste – 30 MW) y tres parques eólicos (Mario Cebreiro, Vientos Los Hércules y Malaspina de 100 MW, 98 MW y 50,4 MW, respectivamente) 

¿Qué impacto puede tener un nuevo marco normativo?

Martín Parodi también reflexionó respecto a la ley de “Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos”, recientemente aprobada en el Congreso de Argentina y que contempla una serie de cambios e incentivos para el sector energético nacional. 

“En la ley de Bases hay una innovación para las inversiones a gran escala, es un paso adelante en hidrógeno”, sostuvo durante FES Iberia, pero dejando en claro que requieren grandes líneas de transmisión, puertos e inversiones para ese tipo de proyectos, como también la importancia de una ley propia de hidrógeno de bajas emisiones. 

Y cabe recordar que, semanas atrás, el secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, dejó entrever que el Poder Ejecutivo presentaría un nuevo proyecto de ley de H2, vinculado con las normas técnicas, esquemas de certificación y blending, a la par que actualizarán la  Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno que lanzó el gobierno anterior. 

“Por otro lado, la minería es un foco en crecimiento, que a partir de la ley de bases hay mucho interés. Incluso, varias empresas mineras con las que estamos en contacto quieren volverse verdes, ser más renovables, cambiar fuente su generación, ya sea con sistemas off grid o conectados a la red”, agregó Parodi. 

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Continúa pendiente en Puerto Rico la elaboración del nuevo Plan Integrado de Recursos (PIR). Este documento, central para la planificación energética del archipiélago, debía ser revisado este año según lo estipulado en la Ley 57 del 2014. Sin embargo, la realidad ha sido diferente, dejando en vilo a todo el sector energético, que aguarda por esta hoja de ruta para el desarrollo y gestión de los recursos energéticos de Puerto Rico.

Ángel Rivera, CEO de Nu Energy Consulting Group LLC y excomisionado Asociado del Negociado de Energía de Puerto Rico, detalló en una entrevista con Energía Estratégica la serie de eventos que llevaron a la actual situación.

«Originalmente, la fecha de la nueva revisión era alrededor de enero de este año 2024. Sin embargo, luego de varias mociones de LUMA, porque se había atrasado un poco en contratar a la firma que le iba a dar asesoría para desarrollar el plan, el Negociado había establecido como nueva fecha de entrega al 28 de junio de este año», explicó Rivera.

Desde el año pasado, el Negociado había estado colaborando en la fase inicial del PIR, evaluando la estrategia de LUMA para su preparación. Durante este periodo, LUMA no había presentado problemas significativos y mantenía una perspectiva positiva sobre cumplir con la fecha establecida. Sin embargo, en mayo de este año, la empresa presentó una moción indicando que sería imposible cumplir con la entrega del plan en junio y solicitó una prórroga.

«La razón por la cual LUMA solicita la suspensión de esa fecha era de que aparentemente había tenido un problema en la utilización del modelo de expansión de capacidad que se supone que se utiliza para desarrollar el plan y que estaba en el proceso de resolverlo», explicó Rivera. Finalmente, el 28 de junio, LUMA solicitó una nueva prórroga hasta el 28 de mayo del próximo año, argumentando que ya había resuelto el problema técnico pero que aún estaban en proceso de completar el desarrollo del plan.

Este retraso ha generado preocupaciones significativas, especialmente considerando que el PIR actual señala la necesidad urgente de añadir al menos 3,750 megavatios (MW) de generación renovable y unos 1,750 MW en baterías para hacer frente a la creciente demanda energética. Rivera destacó que aunque los contratos del primer tramo de estas adiciones ya fueron adjudicados y están en construcción con una fecha de operación comercial antes de finales de 2025, los tramos dos y tres ni siquiera han sido adjudicados aún. «Es altamente probable que esa meta del plan integrado de recursos de desarrollar toda esta energía renovable antes de ese plazo del 2025 no se cumpla», alertó el CEO de Nu Energy Consulting Group LLC y excomisionado Asociado del Negociado de Energía de Puerto Rico.

La situación se agrava aún más cuando se considera el estado actual de las generadoras base en Puerto Rico, muchas de las cuales datan de los años 60 y 70 y están al borde de su vida útil. «El asunto de generación aquí en Puerto Rico es un asunto serio. Estos atrasos significan que esa transición que se supone que se diera a fuentes renovables se va a atrasar», enfatizó Rivera.

De allí, también se refirió a la importancia de actualizar los presupuestos y datos utilizados en el PIR actual, que datan de 2018-2019 y ya están obsoletos. «Es imprescindible actualizar el PIR, especialmente dado el caso que el mandato de ley es que las acciones que se pueden utilizar para el upgrade del grid tienen que venir del plan integrado. Así que, en la medida en que estemos con algo que tiene datos de 6 años atrás, que no se ha podido desarrollar, que no se dieron las expectativas, no se dieron los desarrollos según la planificación previa, pues nos ponen una situación bastante crítica específicamente en términos de generación», puntualizó.

Y concluyó: «Es crítico tratar de buscar la manera de adelantar ese análisis lo más posible».

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Días atrás, Munich fue sede de Intersolar Europe, la feria más grande de la industria de la energía solar, donde importantes players del sector fotovoltaico presentaron sus últimos avances tecnológicos con el objetivo de demostrar su compromiso con la innovación y la excelencia.

Una de ellas, fue Gonvarri Solar Steel, líder en el suministro de seguidores solares y estructuras fijas que si bien su sede central está en España, también tiene fuerte presencia en mercados estratégicos de Latinoamérica.

En el marco de la feria, Ignacio Aybar, director de desarrollo de negocios de la compañía , reveló en exclusiva a Energía Estratégica, el valor agregado que ofrecen las últimas soluciones fotovoltaicas que lanzaron.

“Nuestro producto estrella es el Tracker bifila V1. Una solución altamente probada y asequible que actualmente se consolida como la más demandada en Iberoamérica. Con el tiempo hemos ido añadiendo mejoras no solo en la calidad sino también en el ahorro de costes para nuestros clientes” , explicó.

Y agregó: “Ya vamos por la revisión cuatro de nuestro tracker 1V y estamos casi a punto de avanzar con la revisión cinco (R5) .Esperamos que su lanzamiento oficial sea en noviembre de este año”. 

Se trata de una solución versátil y eficiente que permite un amplio rango de seguimiento solar. Ofrece configuraciones monofila y bifila con sistema de accionamiento por cardan, adaptándose a diferentes terrenos con su sistema IPS. Con un diseño robusto y protección estructural, cumple con estándares internacionales y normas estructurales y de protección contra la corrosión.

Estos modelos están especialmente preparados para enfrentarse a condiciones climáticas complejas, gracias a continuos procesos de validación que aseguran su rendimiento óptimo. Además, se aplica un riguroso control de calidad en todas las etapas, desde el suministro hasta la supervisión del montaje.

De acuerdo a Aybar, el objetivo es seguir innovando en sus trackers no solo para España que ha sido desde siempre su negocio principal sino también para países emergentes de Latinoamérica.

“El mercado sí que detecta los cambios incorporados entre una revisión y otra. En muchas de ellas, optimizamos los diseños y estandarizamos perfiles para facilitar la postventa. Cuanto más estándar es el producto más fácil es la obtención de repuestos y más rápida es la respuesta a los clientes”, advirtió.

No obstante, el ejecutivo enfatizó que ofrecen una amplia variedad de trackers teniendo en cuenta los suelos donde se montarán los proyectos y las particularidades de cada región.

 “Buscamos que nuestros seguidores tengan el diseño más óptimo y más eficiente en términos de costos focalizándose en las necesidades de cada mercado. En cada innovación buscamos abaratar el precio del suministro, logística y el montaje mecánico del tracker. Que al cliente le salga más barato sin comprometer la calidad”, enfatizó.

Mercados más atractivos de Latam

Según Aybar, si bien la compañía ha crecido a un ritmo exponencial en España, decidieron no focalizarse en un solo mercado y se expandieron en Latinoamérica donde pusieron en marcha un gran número de proyectos.

En este sentido, el experto señaló el top tres de los países latinoamericanos más pujantes para la multinacional.

“Tenemos fuerte presencia en Chile que fue el primer mercado que focalizamos y en  Colombia, donde contamos con una fábrica que nos facilita mucho el desembarco en el país. A su vez, en Perú estamos a punto de poner en marcha el mayor proyecto del país de 400 MW”, destacó.

En efecto, la firma se comprometió a suministrar 5.400 de sus innovadores seguidores solares monofila y bifila TracSmarT+ 1V para dos proyectos ubicados junto a las provincias peruanas de Islay y Chiclayo. Esto la posiciona como una de las empresas con mayor cuota de mercado del país.

En síntesis, el especialista concluyó: “Sudamérica aprendió de los problemas que tuvo hace unos años de interconexión. Han fijado cuáles son las nuevas normas para las plantas fotovoltaicas y están empezando a desarrollar nuevos proyectos. Nos distinguimos mucho y estamos bien preparados en el terreno para acompañar toda esa ola de renovables que se viene en la región”.

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El objetivo de Amara NZero en República Dominicana es claro y ambicioso: convertirse en el distribuidor líder de confianza para el sector energético, ofreciendo una gama completa de productos necesarios para nuevos proyectos. De esta manera, instaladores e integradores solares podrán encontrar en Amara NZero un aliado en el cual contar para suplir desde paneles solares, cables, estructuras, inversores, fusibles y demás componentes y accesorios.

La empresa tiene grandes expectativas de crecimiento en el mercado dominicano. Maury Alberto Pierret Guzman, Country Manager República Dominicana de Amara NZero, subrayó la importancia de tener presencia con oficinas y almacenes locales para abarcar el mayor territorio posible en todo el país.

«La estrategia es comenzar con una oficina comercial en Santo Domingo, que ya está básicamente lista, y nuestros almacenes, por ejemplo, uno ubicado en la ciudad capital. Una segunda etapa sería expandirse a Santiago de los Caballeros, la segunda ciudad más grande de República Dominicana», indicó Pierret Guzman. Asimismo, consideró a Punta Cana como una tercera ubicación estratégica para futuras oficinas, lo que demuestra el compromiso de la empresa en cubrir ampliamente el territorio nacional.

Además de la expansión dentro de República Dominicana, Amara NZero tiene planes para atender a varias islas del Caribe. «Entendemos que República Dominicana es uno de los países con mayor crecimiento de la región en el Caribe, la economía más grande del Caribe y está ubicada estratégicamente en el centro. Desde allí podemos exportar a Jamaica, Barbados y las Islas Vírgenes, que son próximos objetivos después de que estemos bien asentados en el territorio de República Dominicana», añadió Pierret Guzman.

Amara NZero impulsa el crecimiento de la energía solar en República Dominicana

En cuanto a las oportunidades de mejora en el programa de medición neta (net metering), Pierret Guzman expresó su satisfacción con el diseño actual del mecanismo, aunque mencionó la posibilidad de futuros cambios. «Entendemos que funciona excelentemente bien. Se escucha que posiblemente cambie. A nosotros nos gustaría que, si cambiara, fuera para incentivar más a las renovables y no para que se limitara», señaló durante su participación en el ciclo de entrevistas «Protagonistas» de Energía Estratégica.

Pierret Guzman sugirió que se podrían ofrecer más incentivos a los generadores y clientes que inyectan energía a la red, lo que aceleraría la adopción de sistemas solares. «Eso haría que el solar explotara. Somos una isla que depende mucho de la importación de petróleo, que es caro, y lo ideal sería que más dominicanos puedan proveer su propia energía al sistema interconectado», subrayó.

A pesar de los avances, existen desafíos en la implementación de, por ejemplo estudios de penetración fotovoltaica en redes de distribución y sistemas aislados, que permitan una mayor participación de prosumidores renovables en el país. Haciéndose eco de esta situación, Pierret Guzman afirmó que Amara NZero, como entidad privada que apoya al 100% la energía renovable, está comprometida con acelerar estos estudios y hacer un llamado de atención a las autoridades para que se ejecuten los planes acordados.

«República Dominicana estuvo de acuerdo con los objetivos de la ONU y el Acuerdo de París. Queremos que estos planes se ejecuten no solo para que Amara o cualquier compañía del sector venda más, sino para que el país llegue a sus objetivos comprometidos para 2030 y 2050», explicó.

Amara NZero se ha comprometido a apoyar a cualquier organización sin fines de lucro dispuesta a promover estos objetivos y a hacer visibles sus esfuerzos en todas las campañas en el país. «El objetivo es net cero para 2050 y nosotros estamos 100% comprometidos con esa labor», concluyó Pierret Guzman.

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Días atrás, la Asociación de Energías Renovables (SER Colombia) convocó a una mesa de alto nivel que contó con la participación del viceministro de energía, Javier Campillo, integrantes del grupo estrategia 6GW,  desarrolladores de proyectos, epecistas, operadores de red y otros actores relevantes del sector con el objetivo de proponer soluciones a los cuellos de botella que enfrentan los proyectos de generación distribuida y autogeneración.

Además de identificar las principales barreras por las cuales los Generadores Distribuidos (GD) deben contar con mayor tiempo de vigencia de la conexión,  los mencionados actores públicos y privados propusieron una serie de iniciativas que ayudarían a incrementar el numero de proyectos de esta naturaleza en el país.

Tras el encuentro, Alexandra Hernández, Presidente ejecutiva de ser Colombia destacó a través de un video institucional: «Estos espacios de diálogo son fundamentales para el desarrollo de las energías no convencionales en Colombia».

Y agregó: «La generación distribuida es muy importante para el país porque permite acercar la oferta de energía con los usuarios. Hoy en día tenemos 450 MW instalados en este tipo de proyectos de pequeña escala y autogeneración. Esto representa un 26% adicional a la capacidad que actualmente se está generando y aportando al sistema y al mercado mayorista nacional».

A su turno, Ricardo Álvarez, CEO de We Power la compañía enfocada en en facilitar la transición a la energía renovable también participó de la mesa de diálogo y destacó tres desafíos que dificultan a los proyectos de generación distribuida:

1. Falta de Igualdad: Los proyectos de generación distribuida tienen compromisos financieros de entrega física de energía al sistema, similares a los Generadores Puros (CREG 075). Sin embargo, los GD no gozan de las mismas condiciones de aplazamiento de la Fecha de Puesta de Operación (FPO). En efecto, mientras los generadores puros pueden aplazar la FPO, los GD solo tienen una prórroga de tres meses, haciendo que el tiempo total de ejecución sea de nueve meses, lo cual no contempla imprevistos o casos de fuerza mayor.

2. Demoras en los trámites de permisos y licencias: los GD requieren certificaciones de entidades como la Dirección la Autoridad Nacional de Consulta Previa (DANCP), Corporaciones Autónomas Regionales (CAR), Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Agencia Nacional de Minería (ANM), entre otras, cuyos tiempos de respuesta son extensos. «El corto tiempo regulatorio para la construcción de los GD y la falta de posibilidad de prórroga de la FPO ponen a los GD en desventaja frente a los GP, creando una barrera de entrada al MEM y violando los criterios de libre competencia y asignación eficiente de recursos», enfatiza Álvarez.

3. La línea de Conexión: esta se define solo tras la aprobación de la capacidad de transporte por parte del Operador de Red. Los trámites para el licenciamiento de la línea solo pueden iniciar una vez aprobada la conexión, dejando solo nueve meses para licenciar la línea, construir y conectar el parque.

De esta forma, para dar solución a estos obstáculos, Álvarez hizo hincapié en una serie de iniciativas que mejorarán la integración de la generación distribuida en Colombia según los actores reunidos:

1. Mayor transparencia en la información: Es fundamental que todos los actores del sector tengan acceso a datos precisos y actualizados sobre la capacidad de transporte y la viabilidad de los proyectos, permitiendo una toma de decisiones más informada y eficiente.

2. Redefinir los Tiempos de Aprobación: Es necesario ajustar los tiempos de aprobación de capacidad de transporte de los Generaciones distribuidos, agilizando los procesos y eliminando cuellos de botella que retrasan el desarrollo de proyectos.

3. Ajustar los procedimientos de conexión: simplificar y estandarizar los procedimientos de conexión  es esencial para facilitar su integración en la red y maximizar su impacto positivo en el sistema energético nacional.

Por último, Sebastián Vargas , Gerente de Negocio Generation Hybrytec Solar señaló: «Mediante este encuentro pudimos presentar nuestros problemas, inquietudes y las dificultades de la regulación que si bien hoy funciona, esta lejos de ser perfecta. Debemos trabajar en conjunto para seguir avanzando en la transición energética y en eso estamos».

Cabe destacar que también participaron del debate portavoces de Afinia Grupo EPM, Air-e S.A.S. E.S.P., Celsia Energía, UPME Oficial, GreenYellow Colombia, Erco Energía y Rayo Energia, 

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La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) firmó un acuerdo con Climate Group, organización internacional sin fines de lucro fundada en 2004 que busca impulsar la acción climática, para ser el implementador local de la iniciativa RE100 en Argentina.

Los miembros de RE100 son algunos de los mayores consumidores de energía en todo el mundo. Estas corporaciones están comprometidas con el uso de electricidad 100% renovable y con acelerar el cambio hacia redes eléctricas sin emisiones de carbono. De las más de 400 entidades que engloba la campaña de RE100, 76 tienen presencia en Argentina, que a su vez es el tercer mercado eléctrico de Latinoamérica. Por lo que el objetivo del acuerdo es movilizar a más corporaciones del país para que aborden las barreras políticas y de mercado que impiden que los compradores corporativos obtengan electricidad renovable a un costo razonable.

Este acuerdo de colaboración se trabaja desde hace un año, incluyendo reuniones presenciales en la 28ª Conferencia de las Partes de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP28), celebrada en Dubai (Emiratos Árabes Unidos), como también en las oficinas de Climate Group en la ciudad de Londres (Inglaterra).

“Para nosotros es un acuerdo muy importante, porque permite que CADER sea el vehículo para canalizar el interés del sector corporativo y ayudarlos a que se convierta en una realidad. A partir de la interacción con las grandes empresas consumidoras de energía, vamos a identificar las barreras que hoy están demorando las inversiones. El sector privado es, sin lugar a dudas, quien puede moverse a mayor velocidad en relación a los cambios que requiere la transición energética para el cumplimento de los objetivos del Acuerdo de París”, indicó Martín Dapelo, miembro de Comisión Directiva y coordinador del Comité de Financiamiento de CADER.

A partir de este acuerdo, CADER y Climate Group realizarán un evento en Buenos Aires el que se convocarán a las grandes empresas interesadas en participar de la iniciativa RE100, a fin de crear condiciones equitativas para una competitividad justa, eliminar barreras regulatorias e implementar marcos estables para facilitar la adopción de energías renovables y crear una estructura de mercado que permita el comercio directo entre compradores corporativos de todos los tamaños y proveedores de energía limpia y sustentable.

“Este convenio aporta un valor agregado a CADER para que sus empresas socias ofrezcan servicios y contratos de energías renovables a los principales actores de la transformación energética en Argentina; a la par de brindar opciones locales para los grandes jugadores globales vinculados a Climate Group que aún no tienen identificada la oferta local disponible”, agregó Marcelo Álvarez, miembro de la Comisión Directiva y coordinador del Comité de Energía Solar FV de CADER.

“Como uno de los mayores mercados de electricidad en América Latina, Argentina tiene un papel fundamental en liderar la lucha de la región contra el cambio climático. Estamos encantados de trabajar con CADER para ayudar a las grandes corporaciones argentinas a tener un mayor acceso a la electricidad renovable y avanzar en la descarbonización del país. Esperamos dar la bienvenida a nuestras primeras empresas argentinas a RE100”, afirmó Ollie Wilson, jefe de RE100.

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La IEA está convocando una nueva Comisión Global sobre Transiciones de Energía Limpia Centradas en las Personas para examinar cómo diseñar e implementar políticas que conduzcan a un sistema energético más equitativo, apoyando a los tomadores de decisiones de todo el mundo en su búsqueda de priorizar la asequibilidad y la equidad en las transiciones de energía limpia.

La nueva Comisión se basará en las mejores prácticas internacionales y en las experiencias de sus miembros para elaborar recomendaciones viables. Está copresidida por Teresa Ribera , vicepresidenta del Gobierno y ministra de Transición Ecológica y Reto Demográfico de España, y Alexandre Silveira de Oliveira , ministro de Minas y Energía de Brasil, y está integrada por líderes de los sectores de la energía, el clima y el trabajo de gobiernos de todo el mundo, junto con representantes de alto nivel de organizaciones internacionales y grupos de trabajadores, indígenas, jóvenes y de la sociedad civil.

Sobre la base de las recomendaciones emitidas en 2021 por la primera Comisión Global sobre Transiciones a Energías Limpias Centradas en las Personas, los miembros trabajarán para identificar estrategias que aseguren que todas las políticas de transición energética reflejen el principio de equidad y contribuyan a mejorar la asequibilidad de la energía. También procurarán establecer mecanismos clave para monitorear y medir la eficacia de estas herramientas de política, así como los impactos sociales de las transiciones en términos más generales.

El lanzamiento de la Comisión se anunció por primera vez en la Cumbre Global sobre Transiciones a Energías Limpias Centradas en las Personas, organizada por la IEA en su sede en abril. La IEA actuará como coordinador principal y órgano administrativo de la Comisión. También realizará análisis o investigaciones específicas según lo soliciten los miembros de la Comisión.

“Las transiciones hacia energías limpias solo tendrán éxito si sus ventajas se comparten con todos los sectores de la sociedad, incluidas las comunidades que históricamente han estado al margen de la economía energética. Esto comienza con políticas justas y equitativas, que son el foco de esta nueva Comisión Global”, dijo el Director Ejecutivo de la IEA, Fatih Birol . “Estoy encantado de que el Viceprimer Ministro Ribera y el Ministro Silveira hayan aceptado ejercer como copresidentes. Esperamos con interés las conclusiones y la orientación de la Comisión Global sobre esta cuestión crítica, que fortalecerán los debates sobre políticas sobre este tema a nivel nacional e internacional”.

“Garantizar una transición energética justa es una responsabilidad compartida. La transición energética no debe ser solo un cambio de color de los electrones o de las moléculas, sino también una oportunidad para garantizar el acceso a una energía asequible, reducir las desigualdades y generar oportunidades económicas redistributivas”, afirmó la viceprimera ministra Ribera . “Esta Comisión Global es una herramienta importante para coordinar nuestro trabajo en este sentido”.

“Creemos que la transición energética no puede entenderse únicamente como un proceso de reemplazo tecnológico. Los líderes mundiales en materia de energía deben comprometerse a hacer que esta transición sea justa e inclusiva, concibiéndola como un nuevo modelo de desarrollo económico y social para garantizar que nadie se quede atrás”, afirmó el Ministro Silveira . “Brasil se siente honrado de contribuir a las actividades de esta Comisión Global, que se alinea estrechamente con nuestra agenda del G20”.

La primera reunión de la Comisión se llevará a cabo en octubre, durante la Reunión Ministerial sobre Transiciones Energéticas del G20 en Foz de Iguazú (Brasil). Los temas que analice la Comisión ocuparán un lugar destacado en la agenda del G20 de este año y de la COP30 del año próximo, ambas bajo la presidencia de Brasil.

Además de los dos copresidentes, los miembros de la Comisión que representan a los gobiernos incluyen:

Jonathan Wilkinson , Ministro de Recursos Naturales de Canadá
Omar Andrés Camacho , Ministro de Minas y Energía de Colombia
Diego Pardow Lorenzo , Ministro de Energía de Chile
Dan Jorgensen , Ministro de Clima, Energía y Servicios Públicos de Dinamarca
Jennifer Morgan , Secretaria de Estado y Enviada Especial de Alemania para la Acción Climática Internacional
Arifin Tasrif , Ministro de Energía y Recursos Minerales de Indonesia
Fareed Yasseen , enviado especial de Irak para el clima
Zulfiya Suleimenova , Representante Especial del Presidente de Kazajstán para la Cooperación Ambiental Internacional
Sang-hyup Kim , copresidente de la Comisión Presidencial de Neutralidad de Carbono y Crecimiento Verde de Corea
Nkeiruka Onyejeocha , Ministro de Trabajo y Empleo de Nigeria
Paulina Hennig-Kloska , ministra de Clima y Medio Ambiente de Polonia
Maria da Graça Carvalho , ministra de Medio Ambiente y Energía de Portugal

Los miembros que representan a organizaciones internacionales, sindicatos y otros sectores de la sociedad civil incluyen:

Hadiza Abdulmumini , Punto Focal Global para el Sector Juvenil del ODS 7
Yvonne Aki-Sawyerr , alcaldesa de Freetown y copresidenta de C40 Cities
Jean-Pierre Clamadieu , presidente del consejo de administración de ENGIE
John WH Denton AO , Secretario General de la Cámara de Comercio Internacional
Jefa Sharleen Gale , presidenta de la Coalición de Proyectos Importantes de las Primeras Naciones
Selwin Hart , Asesor Especial del Secretario General de las Naciones Unidas sobre Acción Climática y Transición Justa
Gilbert F. Houngbo , Director General de la Organización Internacional del Trabajo
Helena Leurent , directora general de Consumers International
Zingiswa Losi , presidenta del Congreso de Sindicatos Sudafricanos
Sheila Oparaocha , Directora de la Red Internacional de Género y Energía Sostenible
Ayisha Siddiqa , asesora juvenil sobre clima del Secretario General de las Naciones Unidas
Luc Triangle , Secretario General de la Confederación Sindical Internacional
Laurence Tubiana , Director Ejecutivo de la Fundación Europea del Clima

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Future Energy Summit (FES), la plataforma líder de eventos creada de la unión entre Energía Estratégica e Invest in Latam, volverá a reunir a cientos de referentes del sector renovable de la región en Chile por tercer año consecutivo. 

Más de 400 profesionales se congregarán en el mega evento Future Energy Summit Southern Cone, el cual se celebrará los días 27 y 28 de noviembre de este año en el Hotel Intercontinental Santiago (Av. Vitacura 2885, Las Condes, Región Metropolitana). 

Entre ellos participarán empresas de renombre y líderes del sector que estuvieron presentes en la reciente cumbre FES Iberia, donde se dieron a conocer las principales novedades y perspectivas para las energías renovables tanto en España como en Latinoamérica. 

Por ejemplo, durante el séptimo panel de FES Iberia, Sphera Energy analizó los retos y oportunidades para la implementación de más sistemas de almacenamiento en Chile, en tanto que la entidad Red Eléctrica Internacional identificó los desafíos en la transmisión que se deben superar para avanzar en la transición energética en Iberoamérica.

Además, FES Iberia tuvo grandes anuncios en la materia, tal como lo dicho por Enrique de Ramón, vicepresidente de Desarrollo de Negocios de AES Andes, que ratificó que la compañía tendrá en operación 600 MW de almacenamiento a finales de 2024 en Chile, que se sumarán al amplio abanico de casi 3,8 GW de la compañía en dicho país. 

Por lo que, en línea con esta convocatoria de lujo, se espera que diversos disertantes de envergadura se suban al escenario en FES Southern Cone, en lo que será el último mega evento de la gira 2024 de Future Energy Summit, en pos de conocer las innovaciones para el sector, el estado de los proyectos en carpeta y de explorar más oportunidades para el Cono Sur.

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Y cabe recordar que este evento llegará al cierre de un año que ya tiene varios hitos para el sector renovable de Chile, tales como la adjudicación de 3600 GWh en la Licitación de Suministro, los resultados resultados de estudios para modernizar el mercado eléctrico, la entrada en vigencia del nuevo reglamento de transferencias de potencia y asignación de más de 11 GWh de capacidad de almacenamiento en terrenos fiscales

La tercera edición de un evento de FES en Chile ya cuenta con entradas Early Bird a la venta (hasta el 2 de septiembre) y dos jornadas llenas networking, entrevistas exclusivas, encuentros cara a cara y debates cruciales, junto a diversos partners; entre los que se destacan Sungrow, Huawei, Seraphim, JA Solar, Nextracker, Trina Solar, Solis, LONGi Latam, Risen, Chemik, Black and Veatch, DIPREM, Goodwe, Jinko, AE Solar, ZNShine y Canadian Solar. 

Asimismo,  ACEN, ACENOR, ACESOL, ACSP, Generadoras de Chile, ADELAT, ACERA, MERL, AUDER, GPM AG, AICE, OLADE, Raveza y AtZ acompañarán la cumbre del 27 y 28 de noviembre como strategic partners. 

Además, dirán presente líderes del sector como 

Daniel Camac, presidente de H2 Perú
Fernanda Varela, directora ejecutiva de la Agencia Polux Comunicaciones
Susana Morales, project acquisition & new business manager de Atlas Renewable Energy
Héctor Erdociain, CSO de Chemik
Aura Rearte, business development manager de Enlight
Angela Castillo, business  development manager de Black and Veatch
Rosa Riquelme, directora ejecutiva de la Agencia de Sostenibilidad

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Con la participación de estos destacados oradores y muchos más, Future Energy Summit ofrece paneles exclusivos de debate y espacios claves para el más sofisticado networking en el que las principales empresas y personas protagonistas del sector renovable de la región puedan intercambiar posiciones y explorar sinergias. 

¡No deje pasar la oportunidad de asistir al mega evento FES Southern Cone!

Adquiera su entrada para acceder a la cumbre en Chile, los días 27 y 28 de noviembre en el Hotel Intercontinental de Santiago a través de este link.

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La Empresa Eléctrica de Guatemala S.A. (EEGSA), distribuidora parte del Grupo EPM Guatemala, anunció que en octubre recibirán ofertas para suscribir contratos por diferencias con curva de carga y contratos de opción de compra de energía de corto plazo.

Este proceso se enmarca en la Licitación Abierta 1-24 EEGSA que ya adjudicó en el primer semestre del año un primer bloque enfocado a cubrir 36 MW de potencia y energía, pero que tras cuatro rondas de ofertas sucesivas sólo resultaron 15 MW adjudicados. En esa ocasión, el gran ganador fue la central térmica San José a partir de carbón, dejando 21 MW del requerimiento desierto.

Tras una segunda adenda a las bases de Licitación, se determinó que los próximos bloques deberían ser llevados a cabo durante este semestre y de una manera que se busque la mayor participación en el proceso.

Es así que llegamos a una nueva etapa de la licitación que incluye un Bloque de 107 MW para cubrir los requerimientos del año estacional 2025-2026 y un Bloque 155 MW para el periodo de cinco años comprendido desde 2025 al 2030.

Los interesados en participar podrán competir en rondas sucesivas para lograr que las ofertas más competitivas obtengan contratos por diferencias con curva de carga y contrato de opción de compra de energía.

¿Podrán participar las centrales renovables? Sí, solo las existentes. Y según pudo saber Energía Estratégica los ingenios con centrales de biomasa ya han asistido a reuniones informativas y se encuentran evaluando si participarán o no.

«Las centrales existentes con biomasa están en proceso de análisis para participar en licitaciones de corto plazo. La decisión de participar se sujeta principalmente, a los criterios para definir las ofertas virtuales, ya que estas podrían ser atractivas, pero al utilizar como único criterio la determinación del precio mas bajo por medio de ofertas virtuales, dejando de lado las características específicas tanto de las plantas, como de requerimiento del sistema, se genera un desincentivo para estas tecnologías renovables y podría ser más atractivo en el corto plazo buscar contratos con demanda no regulada», explicó Edson Raymundo, gerente de inteligencia de mercado en la Asociación de Cogeneradores Independientes de Guatemala (ACI).

Aquello explica el resultado del primer bloque cuya mayoría del requerimiento quedó desierto y otra parte fue adjudicada a un solo a un oferente.

No obstante, tras la adenda publicada el pasado mes de junio, se está a la expectativa de que puedan generarse las condiciones para que más centrales de generación participen; entre las renovables, los ingenios antes mencionados e hidroeléctricas que ya han recuperado sus aportes históricos tras la crisis, podrían analizar hasta octubre de este año si es que competirán.

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La Secretaría de Energía de la Nación derogó la Resolución N° 2022/2005, que permitía que Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) realice diferentes operaciones a la planteadas originalmente, entre las que se destacaba la suscripción de contratos por instrucciones regulatorias y la importación de combustibles líquidos. 

Es decir que, a través de la nueva Res. SE 150/2024, el gobierno le quitó facultades a CAMMESA, que ya no podrá suscribir contratos de abastecimiento de energía eléctrica (como por ejemplo el Programa RenovAr o RenMDI) y por tanto no será un organismo comprador de combustibles y vendedor de electricidad. 

“Es necesario encauzar gradualmente al sector eléctrico nacional hacia mecanismos de eficiencia en el costo de generación y su remuneración asociada, promoviendo un régimen de mayor libertad y competencia en el MEM, en consonancia con la actual política energética a los fines de reducir la intervención del Estado Nacional, propiciando un mercado en el que la oferta y la demanda realicen transacciones libremente, regulado por normativas que promuevan su funcionamiento autónomo y competitivo, contribuyendo a una mayor eficiencia y sostenibilidad económica”, menciona la Res. SE 150/24.

“Que, así las cosas, el ordenamiento del sector eléctrico importa dejar sin efecto esquemas normativos que no se condicen con los principios antes señalados, y que implican un involucramiento excesivo del Estado Nacional y/o CAMMESA en la operatividad y en el funcionamiento del MEM”, agrega entre los considerandos.

El gobierno de Javier Milei – con Eduardo Rodríguez Chirillo a la cabeza de la Sec. de Energía – cumple una de sus premisas de campaña en materia energética: devolver a CAMMESA a su rol original de operador del sistema y que no compre más el combustible requerido para todos los generadores, sino que éstos lo adquieran por motus propia. 

Gobierno de Argentina abre las puertas a nueva propuesta para proyectos renovables truncados

Incluso, esta medida va en línea con la recientemente aprobada Ley de Bases y Puntos de Partida para La Libertad de los Argentinos, por la que el Poder Ejecutivo prevé liberar la comercialización, competencia y ampliación del mercado eléctrico, especialmente la libre elección de proveedor de energía eléctrica a los usuarios finales.

“Es un hito más en una política ya comunicada por el gobierno, que no habrá más contractualización, se respetarán todos los contratos y se darán de baja aquellos no firmados, tal como pasó con anulación de la adjudicación de la licitación TerCONF (3340 MW de potencia térmica)”, señaló una fuente cercana a Energía Estratégica. 

“Aunque no perjudicaría al Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), ya que no lo articula y no lo hace usando esta facultad; sino más bien que afecta a licitaciones públicas”, añadió en diálogo con este portal de noticias. 

La cuestión a resolver es que todavía no queda claro cuál será la alternativa que tomará la Secretaría de Energía de la Nación para sustituir el esquema y las labores que tenía CAMMESA desde hace casi dos décadas, que ahora se dieron de baja tras la derogación de la Res. 2022/05. 

“No es que la Secretaría de Energía ya tomó la posta o se esté ocupando de estos temas. Naturalmente lo hará la Subsecretaría de Energía Eléctrica, a cargo de Damian Sanfilippo, pero será de un modo reactivo”, advirtieron desde el sector renovable de Argentina.  

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, Perú es uno de los países latinoamericanos pioneros en contemplar a la generación distribuida con energías renovables en su marco legal. La Ley 28832 impulsada en 2006 para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica ya incluía su definición para la posterior promoción.

Sin embargo, a 18 años de aquello, aún no se reglamenta la posibilidad de inyectar a la red eléctrica junto a una eventual venta de excedentes a las distribuidoras.

En este contexto, expertos del sector eléctrico ven a la normativa como una herramienta fundamental para contribuir al crecimiento de las energías renovables en Perú.

Uno de ellos es Eduar Salinas, quien en conversaciones con este medio, destaca: “El ministro de Energía y Minas, Rómulo Mucho, dijo que el reglamento de generación distribuida va a salir en el segundo semestre de este año y esperamos que así sea”. 

Este tipo de generación permite que usuarios finales y libres, como hogares y pequeñas empresas, puedan inyectar su propia energía a la red eléctrica, obteniendo beneficios económicos por ello. Para el experto, un reglamento claro y transparente fomentaría esta tendencia, especialmente ahora que el costo de la tecnología ha disminuido notablemente.

“Si bien en los últimos años se ha avanzado mucho en este segmento a nivel industrial, muchos clientes quieren instalar sistemas más grandes pero la limitación que tienen es que no pueden inyectar energía a la red”, explica. 

Y agrega: “Se puede instalar un sistema fotovoltaico behind the meter pero limitado a su consumo máximo a las horas del día. Esa es una tarea para este reglamento que esperamos salga en la fecha prometida”.

De esta forma, el experto sugiere que este nuevo marco regulatorio brinde incentivos para que más usuarios adopten esta modalidad y la complementen con sistemas de almacenamiento para impulsar el crecimiento de las energías renovables a nivel local.

“Hay muchos proyectos nuevos off grid con sistemas fotovoltaicos híbridos de almacenamiento en diferentes industrias como la alimenticia, agraria y minera. La industria está creciendo sin una regulación específica que la incentive. Por eso es fundamental no perder más tiempo y reglamentar la actividad y sacarle el mayor provecho a la energía solar”, concluye.

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La Secretaría Nacional de Energía ha suspendido el Acto de Licitación para la compra de Energía y Potencia, puesto en marcha durante la Administración anterior, al concluir que no cumplía con los requisitos mínimos para garantizar transparencia a los inversionistas ni mejoras en los precios para los panameños.

Esta acción busca promover procesos equitativos y favorables a la inclusión de fuentes renovables, en aras de beneficiar a los ciudadanos con tarifas más competitivas y avanzar hacia un desarrollo sostenible en el sector energético del país.

El Secretario de Energía, Juan M. Urriola, destacó la importancia de esta revisión, señalando que es vital para asegurar un suministro eléctrico eficiente. “Esta decisión responde a la necesidad de disponer de Pliegos de Licitación que sean lo suficientemente claros para asegurar una competencia justa y efectiva”, agregó.

La Secretaría Nacional de Energía emitió las Resoluciones N.° 01 y N.° 02 (ver al pie), dejando sin efecto todas las Resoluciones previas relacionadas con la Contratación de Potencia y Energía a corto y largo plazo.

Tras una exhaustiva revisión del Esquema de Contratación, se determinó que los parámetros presentados por la pasada Administración no garantizaban la claridad y transparencia necesarias para una competencia efectiva. Sumado, al numeroso volumen de comentarios y aclaraciones recibidos durante el período de consultas, recalcaron la necesidad de realizar sustanciales ajustes en los requerimientos de la Licitación.

La Resolución N.° MIPRE-2024-0001384, emitida el 15 de enero de 2024, había recomendado a la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) presentar los pliegos necesarios para llevar a cabo una licitación pública que asegurase el suministro eléctrico para los clientes finales de las empresas distribuidoras de electricidad. Esta directriz fue posteriormente modificada por la Resolución N.° MIPRE-2024-0013955 el 23 de abril de 2024, la cual incluía nuevas disposiciones dirigidas a la contratación de energía renovable.

Por las contradicciones expuestas, la Secretaría Nacional de Energía recomienda la cancelación del Acto, e inicia una revisión del esquema de Contratación de Energía, “sobre la base de la normativa vigente”, recalcando “que si posterior a esta revisión se requieren ajustes a la legislación vigente, se realizarán luego de una amplia consulta con el sector eléctrico”.

Se prevén modificaciones que garanticen la transparencia y competitividad de los contratos, protegiendo así a los usuarios de posibles incrementos en sus facturas mensuales y promoviendo la incorporación de nuevas capacidades de generación renovable.

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, en febrero del presente año, se publicaron los resultados de la Subasta de Cargo por Confiabilidad para el 2027/2028.

En total, se asignaron 33 plantas de generación, lo que representa una inclusión al sistema de 4.489 MW nuevos, de los cuales 4.441 MW son solares y 48 MW térmicos con tecnología de biomasa, biogás y repotenciación de una central existente.

Si bien la participación de energías renovables en la subasta fue muy buena en comparación a la anterior realizada en 2019 donde se asignaron 1.398 MW eólicos y solares, expertos señalan que muchos proyectos han quedado fuera y que los adjudicados no alcanzan para cubrir la demanda entrante.

Uno de ellos es Roberto Lares, Colombia’s Managing director de Wärtsilä, líder global en soluciones innovadoras de energía, quien en conversaciones con Energía Estratégica señala: “Colombia debe desarrollar una nueva subasta de expansión de generación por cargo de confiabilidad y preparar un marco regulatorio que promueva sistemas de almacenamiento para dar firmeza a los proyectos de energía renovable”.

Y agrega: “También hace falta lanzar otras subastas de contratos de largo plazo por la cantidad de energía solar adjudicada en la Subasta de Cargo por Confiabilidad, ya que el ingreso que tendrán por capacidad es bastante pequeño, equivale a un 9% de energía firme de la capacidad instalada”.

Según el ejecutivo, de lo adjudicado históricamente en Colombia en las últimas 5 subastas de cargo de confiabilidad entre el 30 y 33% no logran construirse por diversas razones como falta de otorgamiento de licencias ambientales, dificultades en los cierres financieros y ejecución de garantías por retrasos. En efecto, se trata de un porcentaje que hay que tomar en consideración a la hora de calcular cuánta energía hay que adjudicar.

“Con la nueva Subasta de Cargo de Confiabilidad tenemos menos energía firme adjudicada que la del febrero de 2019. Teniendo en cuenta estos números y la proyección de demanda de la UPME, vemos que en el tercer trimestre del 2026 va a haber un cruce entre la energía firme disponible y la demanda. La preocupación es que se construya un déficit”, advierte. 

Por ello, Lares insiste en la necesidad de lanzar también subastas de largo plazo para que entren proyectos híbridos con almacenamiento que ayuden a hacer frente a los próximos periodos de estiaje. 

En este sentido, el experto enfatiza que los desarrolladores de proyectos no podrán financiarse solamente con los contratos de cargo, sino que además necesitarán contar con PPAS.

No obstante, alerta barreras que desaceleran la ejecución de proyectos de energía limpia en el país: “Si bien la banca local colombiana está bien preparada para ofrecer project finance, hoy en día las tasas de interés no son atractivas para ejecutar proyectos. Los inversionistas están a la espera de que bajen las tasas de interés”.

Y concluye:“Hay financiamiento y buenas oportunidades para las renovables en Colombia, solo hace falta sentar las bases para que las condiciones se vuelvan más favorables para los inversionistas”.

La entrada Wärtsilä propone nuevas subastas de Cargo por Confiabilidad y de largo plazo para hacer frente a la demanda se publicó primero en Energía Estratégica.

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

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

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

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

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

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

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

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

Teniendo en cuenta el éxito de las ediciones anteriores, stakeholders manifestaron su interés por volver a participar del evento. En efecto, se puede revivir el summit del año pasado que contó con la asistencia de la ex ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, haciendo click aquí. En dicho encuentro, se abordó en  profundidad las oportunidades de negocios en torno a una “transición energética justa”, en más de 10 paneles de Future Energy Summit (ver agenda) .

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

Cabe destacar que esta primera preventa de entradas con precio promocional estará presente hasta el 15 de julio. ¡No te quedes sin tu lugar!

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El avance de las energías renovables variables en el Sistema Nacional Interconectado de Guatemala es prometedor. El progreso en la capacidad instalada especialmente las fuentes solares y eólicas en Guatemala ha sido destacable en los últimos años. Y hoy significa tener en operación aproximadamente 150 MW en estas tecnologías variables, lo que favorece y significa un enorme avance hacía la transición y diversificación de una matriz energética más sostenible.

Sin embargo, para maximizar los beneficios y asegurar una transición energética sostenible, es esencial abordar los desafíos existentes mediante una planificación estratégica, inversión continua y políticas favorables, como bien se ha venido realizando en el país.

En tal sentido, el Plan de expansión de generación 2024-2054 publicado a inicios de este año, traza escenarios de crecimiento para el mercado que debieran empezar a impulsarse prontamente. Al respecto, Edgar Guillermo Navarro, consultor energético del mercado guatemalteco, aseguró sin duda alguna que la principal prioridad que se desprende de aquella planificación es la creación y publicación de las Bases de Licitación de la PEG-5, la cual adjudicará nuevas plantas de generación de energía para garantizar la demanda futura, sustituyendo así contratos de generación de energía que se encuentran próximos a vencer.

Así, la implementación de la PEG-5 es esencial para garantizar un suministro energético confiable, sostenible y asequible para todos los guatemaltecos, así como, para cumplir con los objetivos de desarrollo a largo plazo del país.

¿Qué tecnologías podrán competir? Aún no se sabe pero existen indicios que ante una necesidad en el orden de los 1200 MW, podría haber lugar para energías renovables variables con o sin almacenamiento. Esto se terminará por definir con los términos de referencia y posteriores pliegos de la licitación. 

Hasta tanto aquello se defina. Desde el sector privado impulsan una serie de investigaciones de mercado con el fin de acercar recomendaciones a las nuevas autoridades de gobierno, reguladores y juntas de licitación. 

Es el caso de la “Estrategia para la transición energética en Guatemala: Agenda para la transformación eléctrica sostenible” de la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER) que fue entregada al Presidente de la República de Guatemala, Dr. Bernardo Arévalo, y al Ministro de Energía y Minas, Ing. Hugo Ventura (ver más). 

Y en este punto es importante mencionar que, también el Consejo de la Industria Eléctrica (CIE) está realizando un estudio de manera independiente a través de la firma consultora Deloitte, que busca establecer las necesidades de satisfacción de la demanda eléctrica en el país y la forma más eficiente, económica y segura de satisfacerla. El resultado de éste se tiene previsto que se conozca a principios del mes de agosto y debiera servir como una guía o herramienta para integrar con certeza el tipo de generación necesaria que ha de cubrir la demanda nacional durante los próximos años.

En la antesala de estas definiciones de qué tecnologías competirán de la PEG-5, Edgar Guillermo Navarro, valoró que las energías renovables variables han comenzado a jugar un rol crucial en el cubrimiento de la demanda energética en el país y que, a pesar de la intermitencia inherente a estas fuentes de energía, el rol que han ido asumiendo coadyuva a reducir la dependencia de combustibles fósiles y mejora la sostenibilidad del sistema eléctrico.

“En términos estadísticos, para el año 2023, las energías renovables variables contribuyeron aproximadamente con un 10% de la demanda total de energía en el país y sin duda al terminar este 2024, irá en incremento, teniendo un impacto positivo en la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, contribuyendo así a los objetivos de Guatemala en términos de sostenibilidad y mitigación del cambio climático”, observó Navarro.

Otro factor determinante en el crecimiento de estas alternativas de generación sostenible en el mercado guatemalteco estaría dado por la reciente aprobación de regulación para sistemas de almacenamiento adjuntos a centrales solares y eólicas (ver más). 

“La aprobación de la nueva regulación de almacenamiento en Guatemala abre varias alternativas adicionales para las centrales de energías renovables variables para participar en el mercado mayorista de manera más eficiente y competitiva”, consideró.

Ahora bien, también puso en análisis el incremento en el costo de capital al incorporar baterías a nuevos proyectos de generación, lo que podría complicar la competitividad para participar en igualdad de condiciones con otras tecnologías. 

“Es importante mencionar que, con todo el beneficio que pueden llegar a tener los proyectos de almacenamiento de energía para las centrales renovables variables, éstos son bastante onerosos, al punto que, dependiendo del número de equipos que se adquieran, podrían llegar a significar casi la totalidad del coste del proyecto, lo que, obviamente, no sería rentable para este tipo de generadores”.

¿Qué oportunidades de proyectos híbridos se evalúan? El especialista indicó que de la nueva regulación se desprende que las centrales renovables variables podrán desarrollar proyectos de almacenamiento de energía, como baterías de gran capacidad para almacenar el excedente de energía generada durante periodos de baja demanda. Teniendo como uno de los más grandes beneficios para el Sistema Nacional Interconectado la mitigación de la intermitencia, mejorando la estabilidad y confiabilidad del sistema eléctrico.

Asimismo, subrayó la apertura a que las centrales renovables puedan participar en programas de gestión de demanda, ofreciendo servicios de respuesta rápida para equilibrar la oferta y la demanda en tiempo real y ayudará a mejorar la integración de centrales renovables variables, ya que podrán optar a participar en el mercado de potencia, mejorando su intervención en los servicios complementarios.

Eólicos y solares con almacenamiento podrían ofertar en la próxima licitación de Guatemala 

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, el pasado dos de febrero, el Ministerio de Minas y Energía (MINEM), a través de la Resolución 40042 de 2024, estableció lineamientos de política pública para garantizar la continuidad de los proyectos de generación con Energías Renovables, que han tenido dificultades para entrar en operación, incluso, por causas ajenas a la gestión del desarrollador.

Esta Resolución establece pautas en cuanto al acceso y la asignación de capacidad de transporte en el Sistema Interconectado Nacional, a efectos de modificar las condiciones para la entrada en operación de los proyectos (FPO).

No obstante, la Comisión de Regulación de Energía, Gas y Combustibles (CREG) no ha cumplido con la orden que le dio el MINEM ya que el plazo para expedir esa normativa venció en mayo. 

En este marco, la firma boutique de abogados OGE ENERGY, a través de su socio fundador Hemberth Suárez Lozano, presentó una acción constitucional para que la CREG expida dicha resolución con el objetivo de flexibilizar las reglas para modificar las Fechas de Puesta en Operación (FPO) de los proyectos y que no se ejecuten las garantías de reserva aportadas por los desarrolladores de proyectos renovables.

AUTO ADMISORIO

En entrevista con Energía Estratégica, Hemberth Suárez Lozano, habló al respecto: “Ejercimos la acción porque hay una mora de la CREG en atender lo ordenado por el MINEM. El objetivo es impedir que se ejecuten las garantías financieras presentadas en los proyectos de energías renovables que tienen fecha de puesta en operación próxima y que sus propietarios tienen claro que no alcanzarán a cumplir con esa fecha”.  

De esta forma ,el experto explica que la CREG tenía un plazo “perentorio” de tres meses y ya pasaron cinco meses. Esto es inadmisible ya que la regulación “no admite demoras ni excusas para su cumplimiento”. 

Según Suárez Lozano, esta mora afecta negativamente a los proyectos de energías renovables ya que “juega en contra de la estabilidad financiera del propietario o inversionista”. 

Y concluye: “Si no se cambia la Fecha de Puesta en Operación de un proyecto y este no cumple con la fecha, la consecuencia es que se hace efectiva la garantía. Expedir esta resolución de inmediato es fundamental, teniendo en cuenta que existen muchos proyectos que no alcanzarán a llegar a tiempo a la fecha estipulada de entrada en operación”.

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La nueva estructura que tendrá Departamento Eléctrico fue uno de los temas vistos en la segunda sesión del año del Consejo de la Sociedad Civil Paritario de la Comisión Nacional de Energía (CNE), donde participaron los representantes de las 13 instituciones que integran esta instancia y que están relacionadas con el quehacer del sector energético en el país.

En la reunión, conducida por Marco Mancilla, secretario ejecutivo de la CNE, también se expuso la Modificación de la Norma Técnica de Calidad de Servicio para Sistemas de Distribución y los resultados del primer proceso de Valorización de Instalaciones de Transmisión, según lo indicado por el artículo N°52 del Reglamento en esta materia.

Danilo Zurita, jefe del Departamento Eléctrico de la CNE, señaló que la nueva estructura de esta área del organismo se materializará a fines de agosto, afirmando que esta iniciativa responde a una estrategia de corto plazo, que considera cuatro pilares, con el objetivo de “fortalecer al Departamento con mayor conocimiento y experiencia, buscando promover metodologías y gestión para la realización de sus labores, y así hacer frente a los cambios del ambiente laboral y energético”.

Procesos

Luego expuso Félix Canales, jefe del Subdepartamento de Mercados Eléctricos, quien detalló los principales contenidos y alcances de la Modificación a la Norma Técnica de Calidad de Servicio para Sistemas de Distribución, publicada a inicios del presente año, destacando algunos de los aspectos que trae consigo la normativa, tales como una nueva plataforma de información pública y el ajuste a los índices de calidad de suministro, de acuerdo con las nuevas densidades.

Por su parte, Sergio Quiroz, jefe del Subdepartamento de Tarificación en Transmisión, se refirió al primer proceso de valorización de instalaciones de transmisión, según lo indicado por el artículo N°52, precisando que se consideró un total de 64 obras de este segmento, además de otras instalaciones que no fueron valoradas en el proceso 2020-2023.

Finalmente, Patricio Molina, gerente general de la Federación Nacional de Cooperativas Eléctricas (Fenacopel) abordó la visión que tiene este sector en torno a la nueva Ley de Estabilización Tarifaria (N°21.667).

COSOC

Los COSOC son uno de los diversos mecanismos de participación ciudadana y su principal objetivo es el acompañamiento a la CNE en los procesos de diseño, ejecución y evaluación de sus planes, políticas y programas, mediante una integración diversa, representativa y pluralista.

El COSOC de la CNE 2023-2024 está integrado por representantes de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN); Asociación Gremial de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor); Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.); Asociación Chilena de Energía Solar AG. (Acesol); Asociación Chilena de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec); Asociación Chilena de Telecomunicaciones A.G (Chile Telcos); Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas (Cigre Chile); Colegio de Ingenieros de Chile; Empresas Eléctricas A.G.; Federación Nacional de Cooperativas Eléctricas (Fenacopel); Generadoras de Chile; Gremio de Pequeños y Medianos Generadores (GPM), y Transmisoras de Chile.

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La discusión en torno al alza de las tarifas eléctricas se ha intensificado durante estos últimos días con distintas propuestas e involucrando en el debate a gran parte de la sociedad. La componente más relevante de la cuenta de la electricidad es la energía y es allí donde se puede visualizar una diferencia entre aquellos que pagarán más en sus próximas boletas o facturas. “En general, los contratos de comercialización se refieren a la venta de energía. Van a haber alzas en las cuentas de los clientes libres pero bastante menores en un cliente libre versus uno regulado que podría ser libre”, comentó el secretario ejecutivo de ACEN, Eduardo Andrade, en el webinar “¿Por qué seguirán aumentando las tarifas eléctricas? Perspectivas para clientes regulados y libres”, organizado por Alken Energía y eVink.

Lo anterior, agregó Andrade, es porque el cliente libre tiene su energía contratada ya a un precio de mercado, por ende, el alza para este tipo de usuario se ubicaría en torno “al 12 o 13% que se desagrega en un 8% en el costo de valor agregado de distribución más un 5% en el costo de transmisión”.

En las discusiones de la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputadas y Diputados se explicó que diariamente solo por intereses la cuenta de 6 mil millones de dólares se incrementaba en 3 millones de dólares. El representante de la gremial destacó “el coraje que ha tenido el Ministerio de Energía al decir que ésta es una situación que es necesario resolver. El congelamiento de tarifas era algo que estaba presionando en forma importante a todo el sector. Afortunadamente, gran parte del debate no se refiere a la necesidad de realizar el ajuste de las tarifas, sino que más bien a los subsidios a las familias de menores ingresos”.

 Aunque Andrade reconoció que el descongelamiento no es un escenario que golpeé de manera importante a los comercializadores de energía, sí hay un aspecto que afectaría a los clientes libres en general y es el cargo MPC o el mecanismo de devolución de la deuda que fue fijado como un cargo de 22 pesos por kWh hasta el 2027. “Esta es una deuda bien peculiar porque es una deuda que el Estado obligó a todos los usuarios a tomar. Se está dando una situación bastante injusta para alrededor de 2.000 clientes libres que son pequeñas y medianas industrias y organismos, estamos hablando de hospitales, cárceles, universidades, clínicas, que transitaron de cliente regulado a cliente libre durante la denominada Ley PEC”. 

Según cifras de la gremial, un cliente libre (universidad en este caso) que usó el beneficio de la tarifa congelada por un mes, generando una deuda de 721.000 pesos, tendría que pagar 41 millones de pesos. “Vale decir, tiene que pagar 56 veces más que la deuda original. En la Comisión de Minería y Energía de la Cámara se logró retirar un inciso de la ley que lo que hacía era fijar a rajatabla esta devolución. El ministro Pardow señaló que estaba de acuerdo en sacar este inciso y que en la discusión reglamentaria se harían los ajustes para que cada cual pagara lo que corresponde”.

Al respecto, el secretario ejecutivo de ACEN mencionó que han realizado presentaciones a la Comisión Nacional de Energía ya que les preocupa mucho el cargo que podría ser aplicado a los clientes libres puesto que entienden que lo que la ley señala es que “tiene que ser en igualdad de condiciones. Entendemos que la igualdad de condiciones es que hay que pagar lo que se debe, no 120 o 130 veces más. Esperamos que la CNE tome nuestro punto y que lo aplique”.   

En este debate por el alza de las tarifas, también surgió la pregunta de por qué las empresas comercializadoras tienen en general un precio de mercado menor que el regulado. Esto es, según Andrade, porque las empresas comercializadoras han sido muy exitosas precisamente en capturar el precio de las energías renovables e incorporarlo en su portafolio. “Pre pandemia hablábamos de un 50% de descuento con respecto al precio regulado, hoy que está congelado el precio al cliente regulado, todavía sigue siendo más barato el precio que ofrecen las comercializadoras y el día de mañana cuando se descongelen van a volver a existir diferencias importantes entre el precio que ofrece el comercializador al que ofrece el mercado regulado”, finalizó su intervención.

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Genneia, la compañía líder de energías renovables en el país acompaña a Plaza Logística, principal empresa por superficie en el desarrollo y administración de parques logísticos de vanguardia conocidos como «Triple A», en la compensación de sus emisiones generadas en Argentina durante el 2023 a través de la entrega de 569 Certificados de Unidades de Carbono Verificadas (VCU’s).

Con el objetivo de reducir el impacto ambiental, se neutralizó la huella de carbono de Alcance 1 y 2 que refieren a la descarbonización, tanto de las emisiones directas resultantes de las operaciones, como de las emisiones indirectas vinculadas al consumo de electricidad en las áreas comunes de sus seis parques logísticos y su oficina central.

En consonancia con su estrategia de sostenibilidad, Plaza Logística continúa avanzando en materia de construcciones verdes mediante la adopción de estándares ambientales al momento de desarrollo de sus parques y en la implementación de iniciativas que representan una oportunidad para reducir las emisiones de CO2.

“Nuestro compromiso se basa en integrar en nuestro modelo de negocio prácticas responsables con el medio ambiente. La medición, reducción y compensación de nuestra huella de carbono busca contribuir a un futuro cada vez más sostenible y a generar las condiciones para seguir impulsando el desarrollo de negocios responsables en nuestro país. Es por eso que para nosotros es una gran oportunidad contar con Genneia, empresa líder en energías limpias, en este proceso de compensación de nuestras emisiones generadas en 2023”, expresó María Jimena Zibana, Gerente de Sustentabilidad de Plaza Logística.

Por su parte, Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad de Genneia agregó: “Desde Genneia nos sentimos orgullosos de acompañar a Plaza Logística en este proceso que implica un compromiso muy grande de ambas empresas en continuar luchando por la crisis climática. Estas acciones nos permiten visibilizar la importancia de implementar prácticas amigables con el medio ambiente y dar respuestas concretas e inmediatas a la crisis climática mundial que nos encontramos atravesando.”

La certificación y emisión de créditos de carbono son un mecanismo internacional de descontaminación, que tienen el objetivo de reducir y/o remover las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). Fueron establecidos en el año 2005 en el Protocolo de Kyoto, como uno de los tres puntos clave para disminuir los niveles de emisión de GEI. Actualmente son promovidos por el Acuerdo de París (2016) y reafirmados anualmente en las Conferencias de las Partes (COP) sobre el Cambio Climático.  

Acerca de Plaza Logística

Plaza Logística es una compañía dedicada al desarrollo y administración de parques logísticos multi-cliente. Cuenta con seis parques logísticos ubicados estratégicamente en Ciudad y Provincia de Buenos Aires. Adopta estándares ambientales LEED y/o EDGE en el proceso de construcción de sus parques logísticos y certifica su administración bajo Normas ISO 9001, ISO 14001 e ISO 45001.

La compañía desarrolla proyectos que tienen como premisa apuntalar el futuro de la logística y el e-commerce, que permitió que, a diario, más personas elijan realizar sus compras de manera online, mientras las empresas fortalecen sus canales digitales de venta por la velocidad, seguridad y ventajas que brindan a los usuarios.

A partir de las alianzas desarrolladas con compañías líderes, Plaza Logística desarrolla espacios de distribución de última generación que permiten acortar la última milla y entregar de manera precisa y veloz los pedidos gracias a la inversión sostenida en infraestructura, la adopción de tecnologías innovadoras y al aumento de la confianza en las compras online.

En términos de financiamiento, la compañía ha desarrollado una sólida relación con organismos multilaterales de crédito (BID | Invest, DFC), fue admitida al Régimen de Oferta Pública en el mercado de capitales de Argentina en diciembre de 2017, y mantiene relación con bancos internacionales y de capital nacional. En el año 2019 se convirtió en la primera compañía privada en Argentina en emitir un Bono Verde, mediante el re-etiquetamiento de un Bono emitido en el año 2017. En el año 2021 se convirtió en la primera compañía privada en Argentina en emitir un Bono Sostenible (verde y social). 

https://www.plazalogistica.com.ar/ 

Acerca de Genneia  

Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 19% del total de la potencia instalada, alcanzando el 21% de la generación de energía eólica y el 12% de la solar. Con la entrada en operación del Parque Solar Tocota III, alcanzó 1.004 MW de energía renovable consolidando su liderazgo en el sector de energías limpias y destacándose este logro como un hito nunca visto en el país.

Con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona y Vientos de Necochea, la empresa cuenta con una potencia de 784 MW en energía eólica; y actualmente se encuentra avanzando en la construcción del Parque Eólico La Elbita en Tandil, donde se montarán 36 aerogeneradores de última generación con una potencia de 162 MW y que entrará en operación para fines del 2024. Asimismo, la empresa avanza en la construcción del parque solar en Malargüe, con una capacidad de 90 MW, y está iniciando la construcción del parque solar Anchoris, con una capacidad de 180 MW. Genneia cuenta con 220 MW de capacidad instalada en sus parques solares operativos, distribuidos en tres parques que suman un total de 520,000 paneles solares.

www.genneia.com.ar

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Goldwind y GRI amplían su acuerdo de cooperación para nuevos proyectos de energía eólica en Argentina.

La firma del acuerdo con GRI Renewable Industries, canalizado a través de GRI Calviño Towers Argentina SA, se realiza en el marco de la política de localización de Goldwind Argentina.

Esta semana, el staff de Goldwind Argentina, vistió la fábrica de GRI Renewable Industries en Sevilla, España, y amplió el acuerdo de cooperación en pos de ofrecer mejores condiciones al mercado argentino, disminuir los costos y tiempos de traslado, y reducir la huella de carbono del transporte marítimo internacional.

“Estamos trabajando activamente en la implementación de estrategias de inteligencia industrial, que se materializan en localización de parte de nuestra producción en combinación con la tecnología de punta de nuestras turbinas producidas en China. Todo esto nos dan una ventaja competitiva inigualable en el mercado argentino, afirmó Fernado Errea, Gerente de Ventas de Goldwind.

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El lanzamiento de la licitación PEG-5 mantiene expectante a todo el sector energético de Guatemala. Y las energías renovables buscarán demostrar su competitividad en esta convocatoria que se prevé que será la más grande de la historia del mercado guatemalteco con un requerimiento en el orden de los 1200 MW.

En la antesala de este proceso, Energía Estratégica contactó a Sergio Herrarte, analista financiero especializado en mercado de capitales y energía, para conocer su lectura sobre los riesgos y desafíos que enfrentan los proponentes que se preparan para ofertar con proyectos fotovoltaicos.

“Va a haber una sobreoferta de proyectos solares en Guatemala y esto significa que habrá una guerra de precios. Si quieres competir y ganar la licitación vas a tener que competir en precio, entonces cada centavo cuenta porque vas a competir con muchísima más gente”, introdujo el analista consultado.

Aquello no sería nuevo. El año pasado se observó una sobreoferta de equipos solares a nivel mundial, incluida una disminución significativa en el precio del polisilicio, que ha llevado a una reducción de hasta el 50% en los costos de los productos solares. Sin embargo, Sergio Herrarte advirtió que esta reducción en el CAPEX de los proyectos debe ser interpretada con cautela debido a los costos adicionales que se presentan al momento de implementar los proyectos en Guatemala.

«Esta sobreoferta definitivamente va a ir acompañada de una sobredemanda y eso lo vamos a ver reflejado en la PEG-5», comentó Herrarte.

Siguiendo con su análisis, aunque los productos solares pueden ser adquiridos a precios reducidos, la competencia en el mercado nacional se torna cada vez más intensa, y la capacidad de transmisión de energía es limitada. Esto significa que los desarrolladores deben ser extremadamente precisos al seleccionar las ubicaciones para sus proyectos, considerando no solo la disponibilidad del recurso solar, sino también los costos de arrendamiento de tierras y conexión al sistema nacional de transmisión.

Los costos hundidos, aquellos que no se consideran inicialmente, como el arrendamiento de tierras, han adquirido mayor relevancia. «El costo de arrendamiento creo que va a subir muchísimo para proyectos solares y eólicos», afirmó Herrarte.

En un mercado mayorista tan maduro como el guatemalteco, los márgenes de beneficio se podrían reducir aún más en estas tecnologías variables debido a la necesidad de competir no solo en precios de energía, sino también en la capacidad de ofrecer potencia firme. No obstante, la reciente aprobación de la regulación de almacenamiento añadiría más certeza a los proyectos renovables de cómo competir.

«La regulación de baterías logró que eso se desenmarañara», comentó el analista y explicó que, aunque implicará costos iniciales más altos, aquellos que quieran ofertar potencia firme además de la energía de las fuentes solares y eólicas variables podrán hacerlo mediante la subcontratación de potencia o la instalación de baterías de respaldo.

Impacto en los PPA y la competencia de precios

La competencia de precios está a la orden del día. La tendencia global hacia PPAs más económicos podría aplicar en el escenario guatemalteco. Al respecto, Herrarte advierte sobre la «canibalización» de precios que podría darse y que algunos proyectos solares oferten precios extremadamente bajos, posiblemente insostenibles a largo plazo.

Algo de esto ya se vio en la PEG-4. Desde la óptica del analista consultado, “puede ser que la PEG 4 haya sido una un preámbulo de algo que puede suceder ahora del mediano plazo en la PEG 5, donde haya proponentes que lleguen a ofertar hasta 100% menos el precio del kilovatio hora que oferta la media”. Este fenómeno generaría preocupación sobre la viabilidad de los proyectos y la capacidad de los oferentes para cumplir con sus compromisos financieros y operativos.

Un dato no menor es que aquella competencia agresiva en precios, impulsada por la sobreoferta de proyectos solares, podría llevar a una reducción significativa en los márgenes de beneficio, haciendo que cada centavo cuente en las proyecciones financieras. «Hay buenas noticias a nivel internacional para proyectos solares, pero tenemos que traerle a la realidad nacional», subrayó Herrarte, enfatizando la necesidad de considerar los riesgos específicos del ecosistema guatemalteco.

Para evitar que la PEG-5 se convierta en un escenario de especulación y grandes fracasos, Herrarte sugirió que la capacidad de transmisión de energía se incremente urgentemente. «El sistema debe ser capaz de absorber proyectos», sostuvo, destacando la importancia de una acción pública que mejore la infraestructura de transmisión en el país.

Si bien Herrarte mencionó que las políticas públicas actuales en Guatemala han sido efectivas para mantener una oferta energética constante durante la reciente crisis energética en la región, se refirió a mejorar la planificación y capacidad de respuesta ante las nuevas necesidades del mercado.

“Creo que tenemos que idear una forma en la que la transmisión se mueva al mismo ritmo de la demanda como lo ha hecho la generación. Creo que eso puede ser una solución para ir mitigando los riesgos que puede traer este aumento en la demanda que también es importante”, argumentó.

Un sistema de transmisión más amplio permitiría una mayor cantidad de oferentes con capacidad de maniobra, reduciendo la especulación y promoviendo una competencia más saludable basada en la capacidad real de los proyectos.

“Si abrís más la capacidad de recepción de energía, va a haber más oferentes y los especuladores van a entender que no tienen que especular para ganar, sino que va a ganar la oferta con el proyecto sostenible más competitivo”, concluyó Sergio Herrarte, analista financiero especializado en mercado de capitales y energía.

De esta manera, la licitación PEG-5 en Guatemala presenta un escenario desafiante pero con grandes oportunidades para los desarrolladores de proyectos. En el caso de la energía solar, la sobreoferta de tecnología, la competencia agresiva en precios, los costos hundidos a considerar y aquellos retos relacionados con la transmisión y el almacenamiento, configuran un panorama complejo que requerirá ser más minuciosos y creativos en las proyecciones financieras para mitigar los riesgos.

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México se encuentra en una etapa de transición de gobierno que generaría mucha expectativa al inversionista. Más aún considerando que en el último año, empresas internacionales habrían volteado a ver al país para relocalizar parte de sus actividades productivas.

Durante una reciente entrevista en el marco del Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), Armando Muñoz Gil LaMadrid, director general para México, Centroamérica y el Caribe de Canadian Solar, se refirió a estos temas compartiendo su lectura del momento que atraviesa el mercado y las oportunidades que se abrirían para la energía solar fotovoltaica.

“Al famoso nearshoring no lo detiene nadie”, aseguró Muñoz, en relación a que ni el gobierno actual ni los próximos podrían anteponerse a la ola de relocalización de empresas.

Desde la óptica del director para el norte de Latinoamérica de Canadian Solar, los nuevos actores llegarían con un mandato de sus casas matrices y “una presión internacional muy fuerte” para cumplir con metas de sostenibilidad frente al cambio climático y eso podría requerir de una rápida respuesta del sector fotovoltaico para asegurar un suministro eléctrico limpio renovable a las nuevas industrias.

“Hay un fuerte impulso del nearshoring que está viniendo a México y eso lo tenemos que aprovechar porque esas oportunidades se dan una vez cada 10 años. Hay que aprovecharlo, hay que capitalizarlo”, expresó Armando Muñoz indicando que este sería un primer driver para el mercado fotovoltaico mexicano.

Un segundo driver estaría dado por la conveniencia económica de optar por alternativas de generación sostenibles: “los precios bajos definitivamente van a impulsar mucho los nuevos desarrollos”, consideró Muñoz.

Y añadió: “yo creo que unos precios bajos deja más que claro que la energía solar es la energía más rentable o más viable al día de hoy”.

De allí, consideró que a los desarrolladores les hace todo el sentido apostar por nuevos proyectos de generación fotovoltaica. Ahora bien, también puso sobre la mesa de debate que los fabricantes enfrentan presiones para ser competitivos, a la vez de obtener volumen y profitability, complejizando el escenario para los tecnólogos.

Canadian Solar, empresa que desde el año 2013 está operativa en México apostando a un equipo local, ha desplegado una estrategia de negocios contemplando aquellas variables del mercado para atender a los tres segmentos de mercado residencial, comercial-industrial y utility. Y en la actualidad, vistas las oportunidades de desplegar nuevas instalaciones en industrias, están destinando más esfuerzos al mercado de generación distribuida con una oferta diversa que incluye además de módulos fotovoltaicos, inversores y baterías, posicionándose como un aliado clave para nuevas instalaciones fotovoltaicas en México.

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El sector político y energético de Bolivia propone elaborar un nuevo marco normativo para promover la transición energética y la adopción de nuevas tecnologías y servicios, tras la implementación de varios decretos en la materia a lo largo de los últimos años. 

Tal es así que desde el Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF) brindaron una serie de recomendaciones al sector político y energético de Bolivia sobre los elementos claves a tener en cuenta de la normativa para que se promueva el cambio de la matriz de generación.

“La nueva normativa debería ser flexible a la incorporación de nuevas tecnologías (…) A la par de ser flexible en cuanto aceptar y corregir errores, porque estamos en una etapa de desarrollo en la cual pueden suceder elementos que no resulten lo esperado”, apuntó Juan Ríos, especialista de la Comunidad Andina de Fomento y ejecutivo principal en la dirección de transporte y energías del CAF.

“Por otro lado, debe estar abierta a que participen todos los sectores involucrados y que, desde el punto de vista tarifario, debe permitir revisiones y adecuaciones; como también consideraciones impositivas para facilitar la entrada e integración de nuevas tecnologías y el desarrollo de aquellos vectores que se consideren importantes”, agregó durante un foro. 

Cabe recordar que el país no posee una ley meramente de impulso a las energías verdes, sino que en su ley N°300 (Marco de la Madre Tierra y Desarrollo Integral para Vivir Bien) en la cual se establece el cambio paulatino de combustibles líquidos por gas natural y el “incremento gradual” de las renovables.

Mientras que, entre el 2021 y 2022, la actual gestión de gobierno lanzó los Decretos Supremo N°4539 y N°4794, a fin de brindar incentivos tributarios para soluciones vinculadas a las energías limpias y la movilidad eléctrica; y para permitirle al sector industrial cambiar la fuente de alimentación eléctrica y migrar al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Además, Juan Ríos apuntó a la importancia de implementar mecanismos como subastas abiertas que no sean discriminatorias en cuanto a tecnologías para garantizar la sostenibilidad del sistema eléctrico, la seguridad del suministro, tarifas equitativas y la reducción del consumo de combustibles fósiles.

Herramienta que podría tomar mayor forma si realmente el país avanza con el plan de expansión del SIN para lograr una mayor participación de energías verdes que recientemente dio a conocer la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE Corporación) y que plantea la suma de aproximadamente 4670 MW renovables hacia el 2050. 

“Debe ser una normativa realista, con la consideración de temas ambientales desde todas las ópticas, que esté ajustada a alcances medibles que no afecten el desarrollo productivo. Y en el corto y mediano plazo, el país debería enfocarse en que la normativa contenga la parte reglamentaria respecto al almacenamiento de energía, en cuanto a operatividad, tarifas, cómo funcionarán las baterías y esquemas de bombeo”, subrayó. 

“También se requiere una hoja de ruta de transición energética que implique una definición clara de las metas a conseguir, un consenso entre los actores participantes del sector, de la necesidad de proceder con la transformación y asegurar recursos económicos, tanto para el financiamiento de proyectos y para apoyar el desarrollo de los elementos de política pública y apoyo especializado”, añadió el ejecutivo principal del CAF.

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Con la presencia autoridades nacionales, regionales y locales, Generadora Metropolitana, empresa propiedad de AME y el grupo francés EDF, inauguró el proyecto CEME1, el parque fotovoltaico más grande de Chile.

Este parque, ubicado a siete kilómetros de María Elena, en la Región de Antofagasta, cuenta con 480 MW de capacidad instalada, más de 882 mil paneles solares fotovoltaicos y generará energía para más de 500 mil hogares.

“Hoy estamos orgullosos de inaugurar el parque fotovoltaico más grande de Chile, el cual inyectará energía limpia y eficiente al Sistema Eléctrico Nacional. CEME1 es un proyecto ambicioso y visionario, ya que no sólo se impone por su capacidad, sino también por su tecnología y eficiencia”, dijo Diego Hollweck, gerente general de Generadora Metropolitana.

En esa línea, el ejecutivo explicó que CEME1 se distingue por su innovador uso del suelo, logrando una mayor potencia por hectárea gracias a su estructura fija con módulos orientados al este y al oeste. Dicha característica no solo maximiza la eficiencia, sino que también representa un uso más sostenible y responsable del espacio.

En cuanto a eficiencia en el uso del agua, Hollweck detalló que, gracias a la robotización de los procesos de limpieza de los paneles, “hemos logrado reducir el consumo de agua hasta un 90% en comparación con proyectos similares. Esta innovación no solo es un avance tecnológico, sino también un compromiso con la preservación de nuestros recursos naturales”.

El ministro de Energía, Diego Pardow, destacó que “en Chile hemos sido capaces de construir políticas de Estado que entregan certezas a los inversionistas para que este tipo de proyectos siga concretándose. La inauguración del proyecto fotovoltaico CEME1 es un paso más para que nuestro sistema eléctrico deje de depender de los combustibles fósiles y avancemos hacia la descarbonización de nuestra matriz energética”.

En tanto, el CEO de EDF Chile, Joan Leal, afirmó que “CEME1 es un hito para Chile y el Grupo EDF, al consolidar un portafolio de proyectos que apoyan la transición energética, en línea con los objetivos globales de carbono neutralidad del país y de la compañía. Este proyecto representa un logro no sólo para EDF, sino para Generadora Metropolitana, cuyo equipo hizo un gran trabajo en términos de planificación y ejecución”.

“Con este proyecto Generadora Metropolitana ha logrado consolidarse como un actor relevante en el mercado chileno lo que, junto a la diversificación de sus proyectos, permitirán que la empresa afronte los desafíos de la transición energética de una manera segura y sostenible en el tiempo”, dijo el presidente de AME, César Norton.

Generadora Metropolitana iniciará próximamente la instalación de más de 1,7GWh de baterías, lo que permitirá almacenar la energía producida. Esto incrementará la eficiencia del parque, proporcionando un suministro más constante y fiable de energía renovable.

Generadora Metropolitana

Generadora Metropolitana, propiedad de la francesa EDF y la chilena AME, es una de las empresas de generación de energía eléctrica más grande de Chile. Cuenta con tres centrales de generación ubicadas en puntos estratégicos del Sistema Eléctrico Nacional y dos proyectos solares aprobados.

Generadora Metropolitana provee soluciones energéticas para mejorar la calidad de vida de las personas, con un fuerte foco en la responsabilidad ambiental, la seguridad, la innovación, el compromiso social y en sus colaboradores.

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De acuerdo a la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (Proinversión), las inversiones proyectadas para la generación de energías limpias en Arequipa superan los 5 billones de dólares, más del 60% del monto total de inversiones adjudicadas en el Perú para el 2024.

Teniendo en cuenta que la matriz energética peruana es principalmente hidroeléctrica, y que los periodos de estiaje son cada vez son más severos por el cambio climático, muchos expertos esperan que compañías tanto nacionales como internacionales comiencen a invertir en proyectos solares y eólicos para cumplir con la demanda energética nacional en esa región, una de las zonas con mayor radiación solar en Perú.

No obstante, estos desarrollos deben ser acompañados por inversiones en infraestructura de transmisión y distribución cuya planificación debe ser aprobada previamente por los altos mandos.

En este contexto, en los últimos días se dio una buena noticia para el sector renovable: mediante la resolución ministerial Nº 261-2024-MINEM/DM, publicada en el diario oficial El Peruano, Acciona Energía Perú SAC, el mayor operador mundial en energías 100% limpias, recibió la concesión definitiva para desarrollar la actividad de transmisión de energía eléctrica en el proyecto “Línea de Transmisión en 220 kV S.E. América – S.E. San José (Ampliación)”, ubicado en el distrito de La Joya, provincia y departamento de Arequipa.

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En el artículo 2 de la resolución ministerial, firmada por Julio Demartini, ministro de Desarrollo e Inclusión Social, y encargado del despacho del Ministerio de Energía y Minas, se detallan las características principales de los bienes indispensables para operar la concesión.

El proyecto entero tendrá una longitud de 9,8 km y se compone de 2 subestaciones S.E América y S.E San José (ampliación).

1) SE América: tendrá un patio de 33/220 kV de tipo intemperie y estará conformado por un un paño combinado de línea y transformación, el cual estará dedicado a lo siguiente:

Conexión del circuito de línea para evacuar la potencia recibida del parque fotovoltaico
Conexión del transformador elevador de 33/220 kV
El detalle del equipamiento electromecánico obra en el Expediente.

2) SE San José (ampliación): se proyecta la construcción de una nueva bahía, en la cual se implementará, entre otros, tres pararrayos de óxido de zinc, nueve transformadores de tensión monofásico capacitivo, dos trampas de onda 245 kV, un seccionador horizontal CPAT 245 KV, tres transformadores de corriente 245 kV, un interruptor de potencia unipolares con accionamiento uni-tripolar, seis transformadores de tensión cargables para servicios auxiliares 245 kV/0,38 KV y caseta de control. El detalle del equipamiento electromecánico obra en el Expediente.

Según trascendió, en junio, un consorcio liderado por Acciona Energía se adjudicó tres nuevos proyectos de concesión de transmisión de energía en el Perú, los cuales incluirán más de 400 kilómetros de líneas de transmisión, seis nuevas subestaciones y la modernización de seis subestaciones existentes, con una inversión estimada de US$337 millones (€315 millones).

Los proyectos beneficiarán a más de un millón de habitantes de las regiones de Ica y Arequipa, al sur del país, y facilitarán el desarrollo de más de 10GW de energía renovable en la zona.

Cabe destacar que días atrás, a través de la Resolución Nº 204-2024-MINEM/DM, el Ministerio de Energía y Minas también otorgó a favor de Majes Sol de Verano SAC la concesión definitiva para desarrollar una línea de transmisión de energía solar, en el distrito de Majes, provincia de Caylloma y departamento de Arequipa.

El proyecto consiste en la construcción de la «Línea de Transmisión en 138 kV S.E. Sol de Verano I – S.E. Majes», la cual transportará la energía eléctrica generada por la futura “Central Solar Fotovoltaica Sol de Verano I” hacia el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SIN).

De esta forma, se están otorgando los permisos correspondientes para que las inversiones en Arquipa crezcan a pasos agigantados.  Esto no solo es una oportunidad para diversificar la matriz energética del Perú, sino también una estrategia clave para generar empleo, impulsar la economía local y mejorar la calidad de vida de las comunidades.

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Sunwise Software Inc., líder en soluciones de software para la industria solar y de almacenamiento, se complace en anunciar el lanzamiento de LISA Energy, un innovador producto impulsado por la tecnología de Sunwise. LISA Energy representa un cambio significativo en la forma en que los consumidores y empresas gestionan sus recibos de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), ofreciendo una solución digital avanzada que simplifica y optimiza el acceso a la información energética.

Sobre LISA Energy

LISA Energy es una innovadora plataforma digital que facilita la gestión y descarga de recibos de CFE, centralizando información energética y proporcionando herramientas avanzadas para la optimización del consumo eléctrico. Impulsada por la tecnología de Sunwise, LISA Energy busca transformar la forma en que los usuarios acceden y gestionan su información energética.

LISA Energy permite a los usuarios obtener su historial de recibos y organizar toda la información sobre su consumo eléctrico de manera clara y accesible.

 Mejora en proyectos de energía solar y almacenamiento con datos rápidos y confiables.
 Ahorro de costos mediante una gestión automatizada.
 Centralización de las múltiples propiedades en un solo lugar.
 Conexión a través de un portal intuitivo o APIs fáciles de usar.
 Programación de descarga automática de recibos para un servicio posventa eficiente.

Innovación y Calidad

«Nuestro equipo está comprometido con la creación de soluciones innovadoras que redefinen el panorama energético en México y LATAM,» comenta Arturo Duhart, CEO de Sunwise Software Inc.

Invitamos a todos los interesados a conocer más sobre LISA Energy y descubrir cómo esta herramienta puede transformar la gestión de su energía. Para obtener más detalles sobre LISA Energy y sus beneficios, visita https://www.lisaenergy.com

Acerca de Sunwise Software Inc.

Sunwise Software Inc. es una empresa líder en soluciones de software para energía solar y almacenamiento. Con un enfoque en la innovación y la calidad, Sunwise proporciona herramientas avanzadas para optimizar y profesionalizar las actividades de los integradores solares.

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Elecnor se ha adjudicado recientemente en México un contrato para la ingeniería, suministro y construcción del parque eólico Cimarrón de cerca de 320 MW, ubicado en La Rumorosa y en el municipio de Tecate, Baja California.

El proyecto, que actualmente se encuentra en proceso de construcción, está promovido por Sempra Infraestructrura, empresa líder de infraestructuras energéticas en Norteamérica que opera más de 1.500 MW de energías limpias en México. El parque eólico Cimarrón cuenta ya con un acuerdo de compra de energía por 20 años con Silicon Valley Power para suministrar energía renovable a largo plazo a la ciudad de Santa Clara, California.

El parque eólico, con 64 aerogeneradores de tecnología Vestas será uno de los proyectos eólicos más grandes de todo México, el cual consta además de 70 Km de viales, 45 Km de redes de Media Tensión, 30 Km de línea de transmisión en 230 kV y una subestación elevadora.

El proyecto suministrará energía limpia equivalente al consumo de más de 84.000 hogares de California, y contribuirá a la reducción de las emisiones de C02 en más de 200.000 toneladas por año. Se espera que la construcción de este nuevo parque genere más de 2.000 empleos directos e indirectos.

Está previsto que el parque eólico Cimarrón comience a generar energía a finales de 2025.

Este parque eólico sería el tercero que Elecnor construye en el país, posicionándose así como empresa de referencia en este tipo de proyectos.

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Desde Ovejas, Sucre, municipio PDET ubicado en los Montes de María, el ministro de Minas y Energía inauguró las Comunidades Energéticas número 27 y 28, en el marco de las acciones que lidera para impulsar la Transición Energética Justa en el país.

Se trata de la Comunidad Energética del Corregimiento de Canutal y la Comunidad Energética de la vereda El Palmar.

Comunidad Energética Canutal

Desde el Ministerio de Minas y Energía, en articulación con Hocol, del grupo Ecopetrol, se impulsó la consolidación de la primera Comunidad Energética en el corregimiento de Canutal en Ovejas, Sucre. En esta comunidad existen 4 soluciones fotovoltaicas activas y funcionando, ubicadas en el colegio, el puesto de salud, el salón comunal y el acueducto.

El prototipo de solución energética fotovoltaico pudo ponerse en marcha gracias a la inversión de $730 millones por parte de Hocol.

Desde el Ministerio se implementó durante mayo y junio la Escuela de la Transición Energética Justa (TEJ) para fortalecer las capacidades de las comunidades y darles gobernanza sobre el proyecto, con participación participaron alrededor de 100 personas de la comunidad.

Es así como los activos son propiedad de la Junta de Acción Comunal (JAC) de Canutal. La capacidad instalada sumada de las 4 soluciones es de 47.25 KW y su inversión $729.920.507, beneficiando a 700 personas, las cuales componen 400 hogares del corregimiento, que ahora podrán resolver necesidades de refrigeración, www.minenergia.gov.co iluminación y energía, entre otras, activando la vida económica, social, educativa y cotidiana en el municipio.

Comunidad Energética Educativa del colegio público

El Palmar de la vereda El Palmar: El colegio El Palmar se ha convertido en Comunidad Energética Educativa, con la implementación de un proyecto de biococción que consiste en la sustitución de estufas de leña por estufas de biogás.

El objetivo es que la comunidad aproveche los residuos orgánicos de la cocción de alimentos y las aguas residuales de los baños para la producción de gas que necesitan para cocinar. La solución tecnológica instalada fue biogás, con una potencia de 0,34 metros cúbicos y una inversión aproximada de $ 58 millones, con recursos provenientes del FENOGE.

Esta Comunidad Energética Educativa beneficia a 262 personas. “Destacamos la participación de las empresas estatales como Hocol y Ecopetrol en esta estrategia, que marca un hito para la Transición Energética Justa”, concluyó el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, durante la inauguración, e insistió en que las comunidades energéticas son un mecanismo sostenible, seguro y eficaz de cara a la transición.

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El Global Solar Council (GSC) estuvo presente en la XVII edición del SNEC PV Photovoltaic Power Conference & Exhibition, el congreso más grande del mundo sobre energía solar fotovoltaica llevado a cabo en China semanas atrás. 

Bajo ese contexto, Marcelo Álvarez, integrante de la Junta Directiva y coordinador del Task-force LATAM del Global Solar Council, analizó las tendencias, retos y oportunidades que se avecinan para el crecimiento fotovoltaico. 

Por lo que uno de los principales puntos que remarcó en conversación con Energía Estratégica está vinculado a las series de aranceles impositivos que establecieron ciertos países por productos y soluciones fabricadas en otros territorios del planeta. 

“Por ejemplo, Joe Biden (presidente de Estados Unidos) aumentó el arancel de los módulos solares de otros países al 50% y se espera una suerte de repaliación en exportaciones, sumado a que la Unión Europea también puso barreras comerciales a la movilidad eléctrica de China. Hecho que genera que nazcan proyectos de fábricas en otros lugares del mundo que no sean en Asia en general”, sostuvo. 

“Ahora comienzan proyectos de plantas significativas de producción en otros países por la vulnerabilidad que se ve desde occidente de un eventual conflicto en el suministro de componentes, principalmente módulos e inversores fotovoltaicos”, agregó. 

Este hecho podría desencadenar la alza en el precio de ese tipo de soluciones en el mediano plazo, debido al establecimiento de barreras arancelarias y paraarancelarias entre los países enfrentados comercialmente. 

Por lo que desde el Global Solar Council buscan generar diálogos para evitar barreras entre mercados y potenciar producciones locales con incentivos. Es decir, evitar que se rompa la colaboración internacional y no existan conflictos para el avance del sector solar.

“El rol del Global Solar Council es catalizar el proceso de adopción solar para hacerlo más barato, rápido y eficiente. Y las discusiones pasan por cómo establecer mecanismos de incentivos que sean eficientes y no barreras por procedencia, ya que siempre terminan con restricciones de un lado y contra restricciones del otro que llevan el precio a la alza”, subrayó Marcelo Álvarez, quien fue reconocido en SNEC por su vasta trayectoria en el sector solar. 

¿Qué otras tendencias se observan?

Más allá del aumento de eficiencia de los módulos, en general con tecnología N-Type y de más de 600 W de potencia, el integrante de la Junta Directiva y coordinador del Task-force LATAM del GSC destacó que hay más oferta para el segmento agrovoltaico y de sistemas de almacenamiento de energía. 

“La discusión es tecnológica y de precios, quién provee la tecnología y la electrónica de control, considerando que muchos proveedores ofrecen soluciones integradas. En fase comercial aún se venden baterías de litio, pero avanza significativamente sodio para baterías estacionarias grandes proyectos; aunque no habrá un ganador único o una tecnología reemplazará a la otra”, aludió en cuanto al storage.

“Mientras que en agrovoltaica cada vez se tiende más a cultivos caros, que la separación de los módulos permita optimizar la arquitectura solar y sea repagada por la actividad del suelo. Por ejemplo, en Argentina puede ser para frutos rojos, vid, legumbres, hortalizas y más productos que se pueden producir con agrovoltaica periurbana, con puntos de conexión muy cercanos”, añadió. 

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El pasado 15 de noviembre, el Gobierno Nacional posesionó a Ómar Prías como comisionado experto de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) ante el actual ministro de Energía y Minas, Andrés Camacho. Sin embargo, el viernes pasado, en el marco de la crisis institucional que atraviesa el gobierno,  la Sección Quinta del Consejo de Estado anuló su nombramiento como director ejecutivo por no cumplir con los requisitos.

En efecto, el Consejo presentó una demanda determinando que Prías no cuenta con la experiencia requerida para el cargo de comisionado de la CREG por lo que la institución queda con un solo integrante en propiedad.

En concreto, declaró que el funcionario “no cumple con el criterio reputacional, así como tampoco con las condiciones de experiencia en cargos de responsabilidad o consultoría y asesoría”.

Y agregó: “Es claro que pese a que el señor Omar Prías ostenta varios años de experiencia profesional en el sector público y privado, su hoja de vida no es lo suficientemente acreditada”.

En síntesis, en la demanda presentada por Germán Lozano Villegas, se detalló que los expertos comisionados deben «contar con una reconocida preparación y experiencia técnica, en el área energética y haber desempeñado cargos de responsabilidad en entidades públicas o privadas del sector energético, nacional o internacional, por un periodo superior a seis años; o haberse desempeñado como consultor o asesor por un periodo igual o superior».

Perfil de Omar Prías

Ingeniero eléctrico recibido en la Universidad Nacional de Colombia, cuenta con una especialización en gerencia de Tecnología de la Escuela de Administración de Negocios (EAN) y con una maestría en eficiencia energética de la Universidad de La Habana.

Fue asesor y consultor de gestión Organización de las Naciones Unidas para el desarrollo industrial (2014 a 2018).

Previamente, trabajó en el Ministerio de Minas; en la Cámara de Comercio, el Centro Internacional de Física; en el Acueducto, Agua y Alcantarillado de Bogotá y Colciencias y en la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) como asesor. Además,se desempeñó como docente de posgrado en ingeniería, arquitectura y urbanismo.

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De acuerdo al ranking 2023 de EY, Perú se ha consolidado como el quinto país más atractivo de América Latina para invertir en energías renovables.

En este marco, Amara Net Zero, proveedor integral para proyectos relacionados con la transición energética, desembarcó en el país en pos de convertirse en un aliado estratégico  en la distribución de equipos solares, ofreciendo las mejores marcas de la industria y un servicio de calidad.

En exclusiva con Energía Estratégica, Rolando Garay, Country Manager Perú en Amara Net Zero habló de cómo viene creciendo la compañía y reveló ambiciosos objetivos por delante.

“A pesar de que la firma es actor nuevo en el mercado peruano, lleva 67 años de existencia a nivel global y en 2023 logró una facturación anual superior a mil millones de dólares. De esta forma, se convierte en un partner potente en el suministro de equipamiento fotovoltaico en 18 países. Con toda esa energía venimos a Perú, a consolidar nuestra presencia con un despliegue comercial y logístico en la zona norte, centro y sur del país”, explica.

Y agrega: “Debido a la considerable baja de los costos de paneles solares el último año, el mercado solar de generación distribuida viene creciendo exponencialmente. Estimamos que se implementarán unos 60 MW este 2024 donde Amara espera tener una participación de al menos un 30% de market share”.

Por su parte, el ejecutivo asegura que el mercado de utility también está creciendo de la mano de más proyectos solares de cientos de MW en el sur del país.

A su vez, señala que el mercado de las instalaciones fotovoltaicas aisladas, principalmente en la selva, resulta muy atractivo para la compañía debido a que se están implementando microrredes fotovoltaicas, a través de inversión del gobierno, de 50, 100, 200 y hasta 500 KW.

En línea con su estrategia de venta, Amara NZero busca cambiar el mindset del integrador local al ofrecer una oferta complementaria y ágil hacia el cliente final. Según Garay, el integrador ya no tendrá que esperar los tiempos que demora una importación típica (2-3 meses) sino que tendrá el suministro de forma inmediata, acelerando considerablemente los tiempos que toma implementar un proyecto fotovoltaico.

Además, cuenta con acuerdos globales con los mayores fabricantes del mundo donde se establece una máxima competitividad en los costos y volúmenes de compra de paneles solares, inversores de red y otros, lo cual los convierte en una alternativa muy atractiva en los clientes integradores.

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El equipo de profesionales de Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) ha estado realizando un análisis profundo sobre la configuración de una tarifa de excedentes para usuarios autoproductores durante todo este año.

Según comunicó la CREE a Energía Estratégica, han tenido un intercambio fluido con la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) para poder compensar la inyección de excedentes de la generación distribuida renovable en Honduras, que hasta el momento no tiene retribución alguna.

El sector privado está siguiendo este proceso de cerca. De hecho, el Directorio de Comisionados y el departamento de Tarifas, recibieron a la Alianza de Autoproducción con Energía Solar en Honduras (APROSOL) -antes Asociación de Proveedores de Energía Renovable Distribuida de Honduras (APRODERDH)– el 1 de febrero del 2024, para discutir sobre el avance en la aprobación de la tarifa de remuneración de excedentes a los autoproductores.

En atención al interés de la empresa privada y la ciudadanía en que se logren definiciones consensuadas, Wilfredo Flores, comisionado de la CREE, anticipó: “Se está evaluando una audiencia pública y su posterior aprobación para que en este tercer trimestre del año tengamos ya una tarifa de autoproductores monómica”.

De acuerdo al artículo 29 de la tarifa de usuarios autoproductores esta debe ser binómica. Sin embargo, tras reuniones con la ENEE se dio forma a un esquema con tarifa provisional monómica.

Esta es una cuestión que se podrá discutir en el marco de la audiencia pública donde se prevé recabar todas las opiniones de las empresas privadas, que si bien no son necesariamente vinculantes, sí pueden contribuir desde el punto de vista técnico económico a la iniciativa.

Desde el organismo regulador proyectan que con esta medida se avecine un boom de instalaciones en el segmento de generación distribuida residencial, comercial e industrial.

“Este pago de las inversiones vía tarifa, les va a repercutir en el apalancamiento de sus proyectos, obviamente. Ahora, no se está pagando esa inyección de los autoproductores al sistema de distribución pero sí ya con tarifas se va a dar crédito y, de esa manera, con los créditos van a apalancar sus inversiones”, confió el comisionado Flores.

Y auguró: “Nosotros esperamos que aparte de lo que ya está instalado en el sector residencial y comercial así como en el industrial, se va a venir un boom de instalaciones”.

Según reporta la CNEE tras un reciente proceso de fiscalización, a la fecha existen 503 usuarios autoproductores registrados ante la ENEE y el total de energía inyectada al sistema interconectado nacional por parte de dichos usuarios equivale a 105.40 GWh.

Ahora bien, no se cuenta con una base de datos de usuarios autoproductores con el nivel de detalle que exige la normativa aplicable; por lo que se advierte que la empresa distribuidora deberá aplicar mejoras a los procedimientos para la gestión de usuarios autoproductores próximamente para dar lugar a la implementación de una nueva tarifa monómica provisional por excedentes.

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