Comercialización Profesional de Energía

energiaestrategica.com

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Publican para comentarios decreto de bonos de carbono que incentiva a las renovables

Días atrás, el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible sometió a consulta pública hasta el miércoles 18 de septiembre el Proyecto de Decreto “Por el cual se adiciona el Capítulo 14 al Título 9 de la Parte 2 del Libro II del Decreto 1076 de 2015 en lo relacionado con el Programa Nacional de Cupos Transables de Emisión de Gases de Efecto Invernadero (PNCTE) y se dictan otras disposiciones».

La medida tiene por objeto reglamentar el PNCTE y su puesta en operación al definir al cupo transable como un «derecho negociable que autoriza a su titular emitir una tonelada de CO2 u otros gas de efecto invernadero (GEI) por una cantidad equivalente a una tonelada de CO2».

En diálogo con Energía Estratégica, Hemberth Suárez Lozano, abogado y socio fundador de OGE ENERGY, explica los alcances de la normativa y como esta ayudará a incentivar la industria renovable en Colombia.

F-M-INA-47 Proyecto de decreto PNCTE

 

 «El objetivo principal es la creación de un mercado para realizar transacciones sobre cupos de emisiones de gases de efecto invernadero e incentivar a las empresas a reducir sus emisiones de GEI. Para ello, el estado colombiano asignará un número limitado de permisos de emisión a las empresas o sectores industriales«, destaca.

Y agrega: «Cada permiso o cupo representa el derecho a emitir una cierta cantidad de gases de efecto invernadero. Las empresas que emiten menos de lo que les permite su cupo pueden vender el excedente a otras empresas que necesitan más permisos para cumplir con sus objetivos de reducción. Dado que los cupos se pueden negociar se activa la creación de un mercado para ello».

A modo de ejemplo, el experto señala que si una empresa logra reducir sus emisiones por debajo del nivel de su cupo, puede vender los excedentes y obtener ingresos adicionales. Este mecanismo motiva a las empresas a invertir en tecnologías más limpias y procesos más eficientes.

«El incentivo que crea esta propuesta para las energías renovables es doble, por una parte la empresa que quiera negociar su cupo debe reducir las emisiones con la implementación de producción de renovables. Y por otro lado, la empresa que no quiera exponerse a la compra de cupos podría implementar la producción de energías renovables», argumenta.

Según Suárez Lozano, si bien por naturaleza beneficia todo tipo de proyecto renovable por «costo – beneficio» la generación solar fotovoltaica y la gasificación de residuos serán las tecnologías que se verán más favorecidas.

A su vez, sugiere que esta propuesta de regulación podría acompañarse de dos medidas que podrían ser útiles para una mayor diversificación de la matriz: 1) implementar un mecanismo fácil y ágil para medir la reducción de las emisiones que conlleve a la expedición de un certificado o moneda digital; 2) obligar a las empresas a adquirir formación certificada sobre la manera que se podrán realizar las transacciones.

La entrada Publican para comentarios decreto de bonos de carbono que incentiva a las renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

ADELAT proyecta inversiones de 431 billones de dólares para la transición energética en Latam al 2040

El papel de la distribución eléctrica se vuelve más relevante en un escenario de transición energética, donde la integración de energías renovables, la electrificación de nuevos usos y la digitalización son tendencias emergentes. Sin embargo, esta transición no puede lograrse sin una inversión significativa en la infraestructura de distribución.

Bajo esta premisa, durante el Webinar «Sin inversión no hay transición: el futuro de la distribución eléctrica en América Latina” (ver transmisión), la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT) presentó estudio en el que calculan las inversiones necesarias en infraestructura de distribución de la región para garantizar una transición energética efectiva, inclusiva y sostenible.

El reporte que fue llevado adelante por consultora GM GlobalADELAT plantea dos escenarios de transición energética al 2040 para 7 países de la región (Argentina, Brasil, Chile, Colombia, Ecuador, Guatemala y Perú): uno más optimista (efectivo) y uno mas conservador (parcial) .

Según expuso Juan Pablo Mazorca, Utility Business Modeling Leader de GME, en el escenario de transición energética efectiva: para el año 2040 se deben realizar inversiones de 431 billones de dólares de los cuales 143 corresponden a inversiones tendenciales y 289 a inversiones de transición energética efectiva que deberán ser desarrolladas exclusivamente por los operadores del sistema de distribución.

Las inversiones de transición energética son 2.02 veces las inversiones de crecimiento tendencial lo cual refleja un fuerte impacto de inversión que se necesita para lograr un verdadero cambio en la diversificación de la matriz.

En este escenario, señaló que la actualización de la red, la medición inteligente, y la identificación de nuevos usos serian los vectores que tendrían un mayor impacto y mayor peso de estos grupos.

En cuanto al escenario de transición energética parcial, se estima que para el año 2040 se deben realizar inversiones de 307 billones de dólares de los cuales 133 corresponden a inversiones tendenciales y 174 a inversiones de transición energética que deberán ser desarrolladas exclusivamente por los operadores del sistema de distribución. 

En este esquema más conservador, las inversiones de transición energética son 1.3 veces las inversiones de crecimiento tendencial.

De acuerdo al reporte, estas inversiones traerán beneficios tales como menores inspecciones e intervenciones por la reducción del OPEX; optimización y flexibilización de la red; disminución de riesgos laborales y gastos comerciales; mejor atención al cliente por la competitividad de la industria; reducción en la factura de luz; reducción de la necesidad de importación de energéticos y una ola de oportunidades por nuevos negocios, entre otros.

En el marco de la presentación de estas cifras, Horacio Nadra, vicepresidente de ADELAT, celebró: “Los resultados de las inversiones necesarias para preparar nuestro sistema de infraestructura eléctrica para llevar adelante la transición energética demuestran que las distribuidoras representan un rol fundamental en la transición energética».

Y agrega: «El cambio climático influye drásticamente en nuestras instalaciones y exigen mayor resiliencia del ecosistema eléctrico. Este gran desafío representa también una gran oportunidad de inversiones y debemos estar preparados. Actualmente, tenemos 19 asociados que distribuyen más de 300 terawatt hora de energía al año prestando servicio de energía eléctrica a más de 70 millones de clientes, es decir, a más de 160 millones de personas y esperamos seguir creciendo en los demás países de Latam en los próximos meses».

 

La entrada ADELAT proyecta inversiones de 431 billones de dólares para la transición energética en Latam al 2040 se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Antai Solar brilla en Intersolar S.A.: innovaciones y crecimiento

Del 27 al 29 de agosto, Antaisolar presentó sus innovaciones en la exposición Intersolar S.A. en São Paulo.

Durante el evento, la compañía reveló sus soluciones solares de vanguardia, incluyendo el sistema de seguimiento solar TAI-Simple y avanzados sistemas de montaje para techos solares, captando gran interés de los asistentes de todo el mundo.

Enfoque en el Seguimiento Inteligente TAI-Simple

Un punto destacado fue el sistema de seguimiento solar TAI-Simple, que refleja el compromiso de Antaisolar con la optimización del Costo Nivelado de la Electricidad (LCOE) en proyectos solares a gran escala. Este sistema, con un diseño de amortiguación múltiple, garantiza estabilidad y durabilidad.

Equipado con un motor de accionamiento giratorio y un algoritmo de seguimiento inteligente, ajusta los ángulos de los paneles dentro de un rango de ±60°. Su compatibilidad con módulos de gran formato maximiza el rendimiento energético, siendo una solución ideal para proyectos solares a gran escala en América del Sur.

Sistemas de Montaje para Techos Sobresalientes

Antaisolar también destacó sus avanzados sistemas de montaje para techos solares, diseñados para mejorar la eficiencia de la instalación y garantizar la integridad estructural y durabilidad a largo plazo de los techos solares.

Con la capacidad solar en techos de Brasil proyectada a superar los 15 GW para 2027, estos sistemas reflejan el compromiso de la compañía con la entrega de tecnología de alta calidad, adaptada al mercado sudamericano.

Compromiso con el Soporte Local

Antaisolar opera seis fábricas de producción y ocho centros de servicio a nivel mundial, asegurando entregas puntuales y respuestas rápidas a necesidades urgentes.

En Brasil, ha establecido infraestructura de soporte completa, con oficinas, una base de producción y un centro de entrega para mejorar la implementación de proyectos en la región de LATAM. La compañía también ha establecido oficinas regionales en Argentina y Chile, y continúa expandiendo su presencia en el mercado.

Antaisolar ocupa el puesto N°8 en el mercado sudamericano y el N°12 a nivel mundial en envíos de sistemas de seguimiento solar para 2023, según el Informe del Mercado de Seguimiento Solar 2024 publicado por S&P Global. Con un total de 33,2 GW en envíos globales, Antaisolar reafirma su misión de «Levantar un Mundo Verde» ofreciendo productos y servicios de alta calidad para impulsar la industria solar.

La entrada Antai Solar brilla en Intersolar S.A.: innovaciones y crecimiento se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Empresas líderes analizarán las tendencias y avances de la energía solar en Brazil Future Energy Virtual Summit

La industria energética de América Latina se prepara para un evento virtual de gran magnitud que promete analizar en detalle los retos y oportunidades del mercado energético más grande de la región: Brasil.

Se trata de Brazil Future Energy Virtual Summit, organizado por Future Energy Summit (FES), un espacio que reunirá a las empresas líderes en la industria para discutir y debatir sobre las tendencias, innovaciones y perspectivas en el campo de la energía en Brasil.

Este evento se llevará a cabo el próximo jueves 26 septiembre, desde las 10 de la mañana hasta el mediodía (hora Brasilia) y se transmitirá a través de los canales de YouTube y LinkedIn de FES.

La inscripción ya está abierta, y aquellos interesados pueden registrarse de manera online y gratuita a través del siguiente enlace.

El Latam Future Energy Virtual Summit se desarrollará en torno a dos paneles de debate que abordarán temáticas de gran relevancia para la industria renovable:

Panel 1: Avances tecnológicos y oportunidades del sector fotovoltaico brasilero

Panel 2: Tendencias y proyecciones para la energía solar en Brasil

Estos espacios se centrarán en las innovaciones que están impulsando destacadas empresas para el crecimiento de la energía renovable en la región. Entre las participantes, se incluyen JA Solar, Seraphim, Sungrow, Huawei, Trina Solar, Canadian Solar, AESolar, Risen y Solis.

En efecto, Victor Soares, LATAM Technical Manager de JA Solar; Daniel Pansarella, Country Manager Brazil de Trina Solar; Ramón Nuche, Director LATAM de AESolar; Ricardo Marchezini, Country Manager de Risen y Denis Ribeiro Cola, Pre-Sales Engineer de Solis, son solo algunos de los expertos que compartirán sus conocimientos y experiencias. 

Con semejantes especialistas de renombre, este evento llega en un momento oportuno ya que Brasil acaba de lanzar su Política Nacional de Transición Energética (PNTE) para promover acciones que acarreen inversiones multimillonarias, mejorar la matriz energética y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.

Esta medida hace crecer las expectativas del sector renovable ya que establece las directrices que guiarán la estrategia brasileña para la transición energética y generar oportunidades de empleo, cuidando el suministro la seguridad y la lucha contra las desigualdades sociales y regionales.

Este y muchos temas más se abordarán en el evento que promete ser un espacio de diálogo e intercambio de conocimientos valiosos para todos los interesados en el futuro energético de Brasil.

A medida que el país busca avanzar hacia un futuro 100% renovable, el Brazil Future Energy Virtual Summit proporcionará una visión única sobre las tendencias y desafíos que definirán la industria en los próximos años. Para participar, regístrese de manera gratuita en el sitio web de Future Energy Summit.

La entrada Empresas líderes analizarán las tendencias y avances de la energía solar en Brazil Future Energy Virtual Summit se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Avance normativo, licitaciones y nuevos proyectos: El AMM envía señales para atraer más inversiones a Guatemala

El Administrador del Mercado Mayorista (AMM) viene realizando una labor determinante para garantizar un suministro eléctrico confiable y sostenible en Guatemala. No solo a través de sus tareas diarias vinculadas a la operación del sistema y gestión del mercado sino además a través de sus aportes en materia normativa.   

Tras la aprobación de la iniciativa remitida desde el AMM para la instalación, operación y remuneración de sistemas de almacenamiento adjuntos a centrales solares y eólicas, se han registrado avances significativos en tan solo tres meses. 

Silvia Alvarado de Córdoba, presidente de la Junta Directiva del Administrador del Mercado Mayorista (AMM), señaló que esa propuesta normativa denominada como Generación Híbrida Autónoma (GHA) contempla tres fases y ya va a mitad de camino. A día de hoy esto permite, a partir de la primera fase, presentar proyectos de sistemas de almacenamiento en centrales solares y eólicas operando en configuración híbrida y dentro de poco lo será para otras tecnologías, ya que, según indicó la presidente del Administrador del Mercado Mayorista la segunda fase está bastante avanzada. 

Aquello no sería todo en materia normativa. Desde el AMM también están trabajando en una normativa específica para la cogeneración y en la actualización del precio de referencia de la potencia (PREFP). 

“Estamos trabajando en aquellas medidas que den señales para atraer más inversiones, además de las licitaciones”, declaró Silvia Alvarado de Córdoba, en exclusiva para Energía Estratégica

Aunque el AMM no participa directamente en las licitaciones, la presidenta expresó su deseo de que estas sean una herramienta para incorporar energía de base flexible y alternativas renovables. 

“Las licitaciones deberían dar señales adecuadas para que se incorpore energía de base, que necesitamos mucha, pero también energía alternativa que aproveche esta norma que tenemos de almacenamiento híbrido y que la energía de base sea flexible y que pueda acompañar el crecimiento de los renovables de forma sostenible”, exhortó. 

Más allá de licitaciones de generación, como la esperada licitación PEG-5, la autoridad mencionó que la iniciativa privada está interesada en aprovechar estos avances en normativa para proyectos competitivos híbridos. 

“Tenemos conocimiento de desarrolladores locales que aún por fuera de las licitaciones están avanzando con proyectos grandes de energía solar y están considerando incluir almacenamiento. Lo cual, a nosotros nos anima mucho porque sabemos que la demanda del sistema ya creció en energía y no solo en el pico de las cuatro horas, sino también durante el día”, observó. 

Por otro lado, la presidenta del AMM aprovechó la oportunidad para enfatizar la urgencia de avanzar en una licitación de transmisión. Mientras que la licitación PEG-5 avanza según su cronograma, la falta de progreso en la licitación de transmisión preocupa en el mercado.

«Sabemos que los proyectos de transporte llevan más tiempo que los de generación», comentó, advirtiendo que las fallas en el transporte ya están afectando el abastecimiento de la demanda en ciertas áreas.

La expansión de la red de transmisión sería fundamental para reforzar el sistema y además acceder a las zonas con mayor potencial renovable, un aspecto fundamental para garantizar el crecimiento sostenido del sector energético en Guatemala.

La entrada Avance normativo, licitaciones y nuevos proyectos: El AMM envía señales para atraer más inversiones a Guatemala se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Huawei analizará los avances y tendencias en almacenamiento de energía en un nuevo webinar gratuito

Future Energy Summit, la plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables creada de la unión entre Energía Estratégica e Invest in Latam, transmitirá un nuevo webinar gratuito donde Huawei Digital Power analizará los avances y tendencias en almacenamiento de energía.

La cita será el próximo jueves 12 de septiembre a las 10 horas de Panamá (9 hs de México y 12 hs de Argentina) y ofrecerá a las personas interesadas una oportunidad única para adentrarse en las soluciones innovadoras para el almacenamiento energético con baterías y los desafíos para garantizar una transición energética sostenible. 

El registro para este webinar gratuito ya está disponible en el siguiente enlace: Registro gratuito.

Durante la sesión, Diomedes Quijano, Chief Technical Officer – Huawei Digital Power Multi-Country (Centroamérica y el Caribe) será el encargado de mencionar los últimos avances tecnológicos para el sector renovable y cómo Huawei está impulsando la digitalización y el desarrollo de energía limpia en la región. 

Este tema tomará gran relevancia debido a que la neutralidad de carbono ha impulsado rápidamente el desarrollo de alta calidad de la industria energética para atender sectores con desafíos significativos. Hecho que deriva en que el mundo se encuentre en la denominada 5° Revolución Industrial con el eje puesto en productos y soluciones bajas en carbono, digitales e inteligentes. 

Bajo ese contexto, Huawei Digital Power tiene el objetivo de desarrollar infraestructuras en tres aspectos fundamentales en la era de la energía digital: generación, electromovilidad y Tecnologías de la Información y la Comunicación (TICs). 

De forma especial, las tecnologías de generación fotovoltaica y los sistemas de almacenamiento de energía en baterías (Battery Energy Storage System – BESS por sus siglas en inglés) no se quedan al margen de esa situación y continúan desarrollándose con velocidad, perfilándose como las principales fuentes para la descarbonización de las matrices y garantizar energía limpia en países, industrias, comercio y hogares.

Para registrarse en el webinar y obtener más información, de click en el siguiente enlace: Registro gratuito

Por lo que durante el webinar organizado por Future Energy Summit, Diomedes Quijano explicará los pilares fundamentales a presente y futuro a los que responden los proyectos de storage, en combinación con los sistemas fotovoltaicos, a la par de los retos y oportunidades para la implementación en Latinoamérica

Del mismo modo, el Chief Technical Officer – Huawei Digital Power Multi-Country (Centroamérica y el Caribe) detallará las innovaciones en las que trabaja la compañía, el rol en la integración de tecnologías digitales y de electrónica de potencia para habilitar la digitalización de la energía impulsando un futuro más sostenible, como así también las ventajas para lograr mejores rendimientos en la operación y mantenimiento de los sistemas. 

No se pierda la oportunidad de participar de este webinar tan significativo para el sector, registrándose a través del siguiente link: Registro gratuito 

La entrada Huawei analizará los avances y tendencias en almacenamiento de energía en un nuevo webinar gratuito se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Solicitarán el registro en la plataforma Ecosistema H2 Colombia para el acceso a incentivos tributarios

Días atrás, el Ministerio de Minas y Energía (MinEnergía) y H2LAC lanzaron al servicio del público el Ecosistema H2 Colombia, el sistema único de información del hidrógeno en el país que tiene como objetivo impulsar el desarrollo, gestión y promoción del vector energético y sus derivados. 

La presentación oficial se llevó a cabo mediante un evento virtual (ver transmisión), organizado en el marco del Programa H2-diplo, Diplomacia de la Descarbonización, financiado por el Ministerio Federal de Asuntos Exteriores (AA) de Alemania e implementado por la Cooperación Alemana para el Desarrollo GIZ.

Se trata de una innovadora plataforma del Ministerio de Minas y Energía, en la cual se pone a disposición de la ciudadanía aspectos básicos del hidrógeno, estudios sobre el país, normativas, políticas públicas, trámites, oportunidades de inversión, inscripción de proyectos, directorio, entre otros.

Durante su presentación, Juan Camilo Zapata, líder de hidrógeno del Ministerio de Minas y Energía explicó el funcionamiento de la plataforma y el valor agregado que ofrece a stakeholders tanto a nivel nacional como internacional.

“Ecosistema H2 Colombia es una ventana hacia el mundo de cómo estamos trabajando en impulsar la industria renovable. El hidrógeno es una promesa hacia el futuro pero al mismo tiempo es una realidad que ya comienza a transformar las economías de los países y plantear nuevas formas de fuentes de energía no convencionales”, señaló 

Y agregó: “Teniendo en cuenta que América Latina está en un momento clave para aprovechar su potencial renovable y liderar el desarrollo de estas tecnologías, la plataforma busca hacer accesible la información sobre hidrógeno y generar un entorno colaborativo entre el sector privado, la academia y la comunidad para hacer realidad los proyectos de hidrógeno”.

Además, anticipó que el registro de la plataforma, será uno de los requisitos preliminares obligatorios para acceder a los incentivos tributarios que figuran en la Ley 1715 de 2024. 

Entre estos incentivos se encuentran la reducción de IVA para equipos y servicios, depreciación acelerada, la reducción de renta y tasas adicionales que permiten disminuir el 50% del CAPEX de estos equipos y servicios para el hidrógeno y fuentes no convencionales de energías renovables.

De esta forma, se establece un canal directo para que el MinEnergía se ponga en contacto con los desarrolladores de proyectos.

A su vez, al fomentar el uso de la plataforma, se busca centralizar, recoger, divulgar y registrar proyectos e información sobre la cadena de valor del hidrógeno y sus derivados. 

Esta cuenta con un GEOVISOR que calcula la producción actual de hidrógeno y sus incrementos a medida que se van inaugurando nuevos proyectos.

“Hemos hecho un perfilamiento de aproximadamente 30 proyectos por desarrollarse en Colombia. Sin embargo, solo un 10% de ellos están llegando a la decisión final de inversión. La idea es incrementar ese número y que estos no queden simplemente en ideas o en papel”, enfatizó Zapata. 

Ante el creciente número de inversionistas extranjeros, la plataforma permite conocer el paso a paso de cómo montar un proyecto de hidrógeno en Colombia y el marco regulatorio del país. 

“La herramienta puede llegar a ser una de las más completas en el mundo. Es una biblioteca que permite observar las últimas tendencias en consultorías desde el gobierno, gremios y entidades privadas generando un procesos de retroalimentación con la comunidad”, afirmó. 

Y concluyó: “Permite registrar las ideas y proyectos que impulsen el desarrollo del hidrógeno verde en Colombia. A través de la recopilación y difusión de información junto al acompañamiento del MinEnergía se busca que se genere una sinergia entre la comunidad y se pueda avanzar en la matriz”.

 

La entrada Solicitarán el registro en la plataforma Ecosistema H2 Colombia para el acceso a incentivos tributarios se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Especialistas analizan desafíos de la incorporación masiva de clientes libres con la baja de la potencia en Chile

De concretarse la rebaja de la potencia conectada de 500 kW a 300 kW, podría duplicarse o triplicarse la cantidad de clientes libres. Lo anterior implica desafíos de tipo regulatorios, de las propias empresas comercializadoras de energía y del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN).

“Si uno observa desde el 2018 se ha visto un aumento tanto en la capacidad instalada del sistema como también de las empresas coordinadas, de 400 a más de 750. Si bien se espera que se incorporen 3.500 nuevos clientes, la tasa de penetración es distinta si uno separa entre clientes que son industriales y clientes que son residenciales. Uno esperaría que los clientes de tipo industrial serían los primeros que se cambien. Como Coordinador es un desafío, pero estamos preparados”, comentó Paulo Oyanedel, director de la Unidad de Monitoreo de la Competencia en el CEN, en el webinario organizado por ACEN y denominado “Los retos de la rebaja del límite de la potencia” emitido este martes 3 de septiembre.

Agregó que se apuesta a que será un proceso paulatino y que probablemente será necesario reforzar cierta infraestructura de tipo TI y lanzar una campaña de capacitación de cómo funciona este mercado, capacitación que también fue apoyada por los otros panelistas que remarcaron que debía ser un esfuerzo conjunto de todos los actores intervinientes.

En relación con los requerimientos que deberán cumplir estos nuevos clientes libres, Oyanedel señaló que sería relevante que fuera una obligación, hoy es opcional, que se incorporen potencias de bajo 5 megas a la Plataforma de Recepción de Medidas para Transferencias Económicas (PRMTE). “Desde el punto de vista del Coordinador se requieren sistemas de medida que sean adecuados. Lo que sí es importante es que las eventuales barreras para la competencia se minimicen y si el medidor es una barrera hay que analizar si está cumpliendo su objetivo o no”.

Al respecto, el invitado internacional, Xavier Farriols, Electrical Business Managing Director en Factor Energía, indicó que “hoy en España se está cambiando la normativa porque los nuevos contadores (medidores) permiten cambios de comercializador muy rápido. A partir del 2026 se está hablando en España de que el cambio sea en 24 horas. Es decir, si hay una ventaja de precio el cliente lo ve al momento. Por lo tanto, el tema del medidor inteligente es una cosa clave”.

Añadió Farriols que a medida que el consumidor es más pequeño, el medidor es de la distribuidora y se renta en la factura mensual al distribuidor, de tal forma que en el cambio de comercializador el medidor no sea una barrera de entrada, tal como lo recomiendan desde el Coordinador.

Si bien en España, clientes de 30 kW tienen a una persona detrás que les habla, cabe preguntarse si los productos y servicios que ofrecen en la actualidad los comercializadores en Chile serán así de personalizados con la apertura del mercado. En esa línea, Rodrigo Moya, Gerente General en Imelsa Energia, dijo que el perfil de los clientes entre 500 kW y 300 kW es distinto, con un promedio de consumo de 0,5 GWh/año, “eso claramente va a suponer un aumento de la masa de clientes y un tipo de atención distinto, pero para las comercializadoras esto es una oportunidad. Tenemos que ver cómo las comercializadoras son atractivas para ese cliente. El desafío es presentar una oferta de valor atractiva a ese cliente, que sean más activos en lo que hacen y no sean solamente tomadores de precios como son hoy día en la distribución. Tenemos que pasar a una demanda que participe”.

Por su parte, Claudia Medina, Gerente Comercial y Regulación en Ferrovial, mencionó que la competitividad no solo mejora el precio, sino que la oferta en el servicio de los productos. Además, impulsa la innovación y la transparencia y genera esa confianza con el cliente que es fundamental. Sin embargo, recalcó que “para que podamos tener tarifas de energías baratas, 100% renovable, obviamente tenemos que impulsar más penetración de energías renovables en las redes y para ello, necesitamos tener más transmisión segura, robusta y resiliente. Eso se va a traducir en que todos los clientes regulados a través de las licitaciones y los no regulados a través de la negociación bilateral, vamos a tener energía más barata y limpia”.

Según el experto español, si los comercializadores tienen energía más barata, el consumidor y la industria también. “Las renovables ayudan a liberalizar el mercado, pero se liberaliza porque el precio es más económico”.

La experiencia española puede revelar bastante respecto a los pasos que deberían darse en el contexto de la apertura del mercado. Farriols señaló que en España existe lo que se denomina el Sistema de Información del Punto de Suministro “que es una información técnica a la cual todos los comercializadores tienen acceso. Es la curva y perfil de consumo del cliente de los últimos dos años. Eso nos ha ayudado mucho a generar competencia y productos y hacer ofertas personalizadas”.

La experiencia internacional indica que, en las aperturas de mercado, es importante como un primer paso la coordinación entre el comercializador, la distribuidora y el Coordinador, sobre todo, para fijar protocolos ya que la facturación es un elemento clave en que no se puede fallar.

Por su lado, Eduardo Andrade, secretario ejecutivo de ACEN, concluyó comentando que “estamos en la primera ola de renegociación de los contratos. En forma abrumadoramente mayoritaria todos los clientes libres han preferido continuar siendo clientes libres y no volver a ser cliente regulado».

Y cerró: «Esperamos que el informe (del TDLC) sea positivo y que tan pronto salga, el Ministerio de Energía realizará las adecuaciones normativas necesarias para que al más breve plazo posible este gran número de pequeñas industrias puedan verse beneficiadas del mercado libre. Este paso de 500 kW a 300 kW es una primera etapa, y en el mediano y largo plazo, se llegará a lo que ocurre en países como España donde todo el mundo puede ser cliente libre”.

La entrada Especialistas analizan desafíos de la incorporación masiva de clientes libres con la baja de la potencia en Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Se viene LAC H2 SUMMIT evento que analiza el futuro del hidrógeno en Colombia y Latinoamérica

La Plataforma para el desarrollo del hidrógeno verde en Latinoamérica y el Caribe H2LAC lanza este año un nuevo evento que busca avanzar hacia una transición sostenible con hidrógeno verde y sus derivados a través de la colaboración público-privada.

Se trata de LAC H2 SUMMIT Cartagena 2024, un espacio para promover el desarrollo de negocios entre la oferta y la demanda a través del encuentro de los agentes del ecosistema mundial del hidrógeno para materializar el potencial de la región América Latina y el Caribe.

El evento que se llevará adelante el 11 y 12 de septiembre en el Centro de Convenciones – Cartagena de Indias, es organizado por la Alianza LAC Clean Hydrogen Action y la Cooperación Alemana para el Desarrollo GIZ, en el marco del Programa International Hydrogen Ramp-up (#H2Uppp) y el Programa H2-diplo – Diplomacia de Descarbonización, con el apoyo del Ministerio Federal de Economía y Protección del Clima (BMWK) y el Ministerio Federal de Asuntos Exteriores (AA) de Alemania.

A pocos días de la apuesta, LAC H2 publicó a través de un webinar un conversatorio donde importantes figuras del sector energéticos y el hidrógeno, expusieron más sobre la agenda del evento y analizaron también el futuro del hidrógeno en la región.

 

En este marco, Daniel Díaz Toro, Director Ejecutivo de WEC Colombia señaló: “En una temática como la economía del hidrógeno necesitamos que tanto los actores públicos como privados participen de manera activa desarrollando espacios propicios de relacionamiento como ferias comerciales, espacios académicos”

En línea con esos objetivos, Díaz Toro explicó que este encuentro sirve para promover alianzas y crear una red colaborativa para pensar en las mejores prácticas para implementar el vector energético.

A su turno, Monica Gasca, Presidente de la Asociación de Hidrógeno en Colombia destacó: “Es muy bonito tener hojas de rutas y estudios interesantes pero al final del día, el cambio se genera realmente materializando los proyectos, no solamente en Colombia sino en los distintos países de la región”.

“Por ello estos espacios son fundamentales para acelerar acciones que permitan superar los retos que tienen los proyectos de hidrógeno en términos de temas ambientales, sociales y de financiamiento, para que puedan volverse una realidad. Las mesas de trabajo que vamos a tener en el marco del evento son muy importantes para cumplir las metas que tenemos en torno al hidrógeno”, agregó.

Además, enfatizó en la necesidad de realizar encuentros con los principales tomadores de decisiones y stakeholders para lanzar subastas para proyectos de hidrógeno en la región.

Proyectos de hidrogeno en Colombia

Según H2 Colombia, el país cuenta con una cartera de 28 proyectos en desarrollo para la producción y utilización del hidrógeno verde en el país. 

De acuerdo a Gasca, debido a sus grandes dimensiones, la mayoría entrarán después del 2035. Dentro de ese portafolio, existen en desarrollo 15 GW de electrólisis y una planta de hidrógeno azul de 190 kilotoneladas.

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

Para acelerar la entrada en operación de estos proyectos y cumplir las ambiciosas metas del país, Gasca reconoce la importancia de promover alianzas entre actores públicos y privados a través de espacios de relacionamiento tales como  LAC H2 SUMMIT Cartagena 2024

 

La entrada Se viene LAC H2 SUMMIT evento que analiza el futuro del hidrógeno en Colombia y Latinoamérica se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Abierta la inscripción: Latam Future Energy Virtual Summit llega para catalizar nuevas inversiones renovables

Llega una nueva edición del Latam Future Energy Virtual Summit, el evento más importante para el sector energético renovable en América Latina. Este encuentro, organizado por Future Energy Summit (FES), una alianza entre Energía Estratégica e Invest in Latam, tiene como objetivo principal impulsar la transición hacia un futuro más sostenible, reuniendo a líderes de la industria para discutir las últimas tendencias y avances tecnológicos en la región.

El evento, programado para el 25 de septiembre, comenzará a las 7 am en México, 8 am en Colombia, 9 am República Dominicana, y 10 am en Chile. La inscripción ya está abierta, y aquellos interesados pueden registrarse de manera online y gratuita a través del siguiente enlace.

ASISTIR

Este formato virtual facilita la participación de un público amplio y diverso, ofreciendo un espacio único para el intercambio de ideas y el fomento de nuevas inversiones. Por lo que animamos a todos a inscribirse para formar parte.

ASISTIR

El Latam Future Energy Virtual Summit se desarrollará en torno a dos paneles de debate que abordarán temáticas de gran relevancia para la industria renovable:

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

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

Estos paneles se centrarán en las innovaciones tecnológicas que están impulsando destacadas empresas para el crecimiento de la energía renovable en la región. Entre las participantes, se incluyen Sungrow, Seraphim, JA Solar, Huawei Digital Power Colombia, Chint Colombia, Runergy, Risen y DIPREM.

La energía solar ha demostrado ser una de las opciones más competitivas y de rápida implementación en Latinoamérica, posicionándose como un pilar fundamental para la transición energética por lo que será la tecnología principal sobre la que se hablará. No obstante, se debatirá sobre las barreras que enfrentan otras alternativas de generación en la región, así como las señales que el sector público deberá enviar para catalizar el desarrollo de nuevos proyectos.

Ambos paneles serán moderados por periodistas especializados de Energía Estratégica, entre ellos Matías Medinilla, periodista del medio, y Guido Gubinelli, editor de la misma plataforma. Estos profesionales guiarán las discusiones, asegurando que se aborden los temas más relevantes y urgentes para la industria.

Entre los oradores confirmados se encuentran algunos de los principales referentes del sector renovable en América Latina. Victoria Sandoval, Business Developer de JA Solar; Luis David Arias Quintero, Solution Manager de Huawei Digital Power Colombia; Oscar Iván Urrea Riveros, Gerente de Chint Colombia; Omar Ávila, Sales Manager de Runergy; y Vandy Ferraz, LATAM Product Manager de Risen, son solo algunos de los expertos que compartirán sus conocimientos y experiencias. Además de presentar innovaciones de sus respectivas empresas, estos especialistas abordarán los retos y oportunidades actuales en los mercados energéticos de la región.

Con la participación de empresas líderes y expertos en el campo, se espera que este evento genere un diálogo fructífero que impulse la transición energética en la región.

La inscripción está abierta, y la participación es gratuita y accesible desde cualquier lugar. No pierdas la oportunidad de ser parte de esta discusión clave para el futuro energético de la región. Inscríbete ahora en el Latam Future Energy Virtual Summit.

ASISTIR

La entrada Abierta la inscripción: Latam Future Energy Virtual Summit llega para catalizar nuevas inversiones renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

La CNE de Chile detalla el impacto en el suministro regulado si se aprueba que los PMGD abastezcan a las PyMES

La semana pasada, el Ministerio de Energía de Chile envió a la Cámara de Diputados el proyecto de ley para ampliar la cobertura del subsidio energético a 4,7 millones de usuarios que propone que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) financien las subvenciones de las cuentas eléctricas y también ayuden a la disminución de la tarifa de las pequeñas y medianas empresas. 

El primer punto será mediante un cargo transitorio a los retiros de energía del sistema, denominado “Cargo FET” (Fondo de Estabilización de Tarifas) para los años 2025 a 2027, por un monto de $1,8 kWh que se financia de la retención equivalente a las compensaciones por precio estabilizado que se pagan en conformidad al régimen transitorio del Decreto Supremo N°88/2019. 

Mientras que el apoyo a las PyMEs se daría a través de la habilitación de la inyección y retiros de energía en el mismo punto de conexión, para comercializarla con las concesionarias de servicio público de distribución que presten servicio en dicha zona. Por lo que las distribuidoras podrán traspasar dicho precio a la bolsa de clientes conformada por las PyMEs y operadores de servicios sanitarios rurales que cumplan con los requisitos objetivos de focalización. 

Y si bien el proyecto de ley aún debe tratarse en el Congreso, desde el sector energético surgieron inquietudes respecto a cómo afectaría esta última medida al suministro eléctrico y demanda de los clientes regulados, considerando los contratos ya adjudicados en años anteriores. 

Por lo que desde la Comisión Nacional de Energía (CNE) se encargaron de despejar las dudas sobre el tema y vaticinaron que podría impactar inmediatamente, pero el efecto no sería demasiado en las licitaciones a futuro de mantenerse la iniciativa. 

“Hoy en día, los contratos firmados tendrán un porcentaje de suministro menor, en tanto que los costos y beneficios de ello serán evaluados en la discusión del proyecto de ley”, afirmó Danilo Zurita Oyarzún, jefe del Departamento Eléctrico de la CNE, durante la mesa técnica sobre tarifas eléctricas.

“Eso puede tener principales efectos en el corto plazo, porque a mediano plazo las necesidades de nuevos contratos se verán ajustadas a la demanda. No es que siempre se le quitará energía a los contratos suscritos, sino que a mediano plazo se licitará menos, por lo tanto se nivelará las cantidades contratadas conforme a la demanda”, complementó Martín Osorio, jefe del Departamento de Regulación Económica de la CNE. 

Y cabe recordar que La propuesta del Ejecutivo establece un techo anual de 500 GWh/año de la totalidad de inyecciones PMGD que podrían ser destinadas a ese mecanismo y su implementación será por medio de una bolsa de precio preferente, donde las PyMEs deberán postularse para acceder a este tipo de mercado. 

Pero a su vez, la propia Comisión Nacional de Energía ya determinó que para el próximo bienio no serían necesarias convocatorias de corto plazo, pero a partir del 2030 se precisará más generación eficiente, dado que a partir de la próxima década en adelante se estiman déficits energéticos que podrían alcanzar los 45488 GWh / año hacia el 2043 (ver nota). 

Por tal motivo es que las licitaciones deberán promover la participación de distintos medios y capacidad de generación, así como flexibilidad al sistema. Adicionalmente podrán contemplarse más mecanismos de evaluación de riesgo y eficiencia que enfrentan ofertas de nuevos proyectos con respecto de aquellos ya existentes. 

En consecuencia, podría más convocatorias como la Licitación de Suministro 2023/01 (destinada a abastecer el consumo de clientes regulados a partir del 2027 y 2028) donde Enel se consolidó como la gran ganadora al adjudicarse los 3600 GWh/año a un precio de USD 56,679 MWh.

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, y ahora más aún si cambia la demanda. 

La entrada La CNE de Chile detalla el impacto en el suministro regulado si se aprueba que los PMGD abastezcan a las PyMES se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Colombia alcanzó 1849 MW en proyectos renovables en pruebas y operación comercial

En un país como Colombia donde la matriz es principalmente hidroeléctrica, fenómenos climáticos como El Niño en periodos de estiaje hacen que se incremente la demanda de energía, complicando ampliamente el suministro eléctrico.

En este contexto de crisis climática, las inversiones fotovoltaicas en Colombia cobran protagonismo y se han puesto en el centro de la escena para hacer frente al déficit energético del país.

Este crecimiento de generación renovable se vio reflejado en la última actualización de la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) publicada el primero septiembre en base a los datos de XM, operador del Sistema Interconectado y el administrador del Mercado de Energía Mayorista de Colombia.

Según el reporte, actualmente existen en Colombia 1263,06 MW de proyectos renovables en operación comercial y 586,28 en periodo de pruebas, sumando una cartera de 1849,34 MW en total.

Estas cifras representan récord histórico de incremento de proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) tanto en fase de pruebas como en operación comercial con respecto a los meses anteriores.

En efecto, al comenzar el año solo 504,27 MW de proyectos estaban en operación y 1283,06 MW en pruebas. Esto también demuestra avances en la habilitación de permisos por parte de las entidades regulatorias ya que en los últimos meses se permitieron destrabar muchos proyectos que estaban en stand by y hoy entregan energía limpia al sistema.

 

Últimos proyectos clave en entrar en operación

El récord registrado en septiembre se puede explicar con la reciente entrada de proyectos renovables grandes tales como  “El Paso”, “La Loma”, “Fundación”, Tepuy” y “La Unión”.

La planta La Loma, inaugurada en febrero por Enel Green Power, está ubicada en el municipio de El Paso en el Cesar, cuenta con 400.000 paneles distribuidos en 387 hectáreas y genera cerca de 420 GWh/año, energía capaz de abastecer las necesidades de alrededor de 600 mil personas, es decir, la población de una ciudad como Bucaramanga

Del mismo modo, comenzó a operar el Parque Solar Fundación (también de Enel) ubicado en el municipio de Pivijay en Magdalena.  Esta es una planta solar con una capacidad efectiva neta de 90 MWac, que le entregará a Colombia alrededor de 267 GWh/año.

Además, la compañía declaró el inicio de operación comercial de El Parque Solar El Paso a fines de marzo, aportando 67,92 MW de capacidad efectiva neta al sistema eléctrico del país, contribuyendo así con la diversificación y confiabilidad de la matriz energética.

Por su parte, Tepuy de EPM , ubicado en el municipio de La Dorada, departamento de Caldas, cuenta con cerca de 200 mil paneles solares bifaciales instalados sobre seguidores solares, distribuidos en 16 centros de transformación y agrupados en cinco circuitos. 

El parque generará en promedio 214,5 gigavatios/hora por año (GWh/año), los cuales se han venido inyectando bajo pruebas al Sistema Interconectado Nacional (SIN) desde febrero de este año, a través de la subestación Purnio de CHEC, filial del Grupo EPM, mediante una línea de 3.8 kilómetros de longitud.

A su vez, Solarpack que recientemente cambió su nombre por Zelestra, inauguró el mes pasado la planta solar fotovoltaica ‘La Unión’, con una instalación de 144 MW de potencia, ubicada en el municipio de Montería, Córdoba. Esta generará una cantidad de energía equivalente al consumo eléctrico anual de más de 132.000 hogares y evitará la emisión de más de 123.000 toneladas de dióxido de carbono a la atmósfera

 

 

La entrada Colombia alcanzó 1849 MW en proyectos renovables en pruebas y operación comercial se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Proponen eliminar restricciones para proyectos de generación distribuida en Centroamérica

El avance de las energías renovables en Centroamérica enfrenta diversos desafíos, pero también se vislumbran oportunidades significativas para su expansión. Según Fernando Duque Cardoze, Managing Partner de Ducar Capital SAPI de CV, la generación distribuida es uno de los temas clave que podría abrir nuevas puertas para la penetración de energías limpias en la región.

En una entrevista con Energía Estratégica, Duque Cardoze se refirió a los pasos que considera necesarios para fomentar un entorno más propicio para las energías renovables. Uno de los principales que identifica el referente de Ducar Capital SAPI de CV es la necesidad de desregular la generación distribuida.

«La desregularización de generación distribuida es el tema en el cual yo vería que hay mayor oportunidad para energías renovables en Centroamérica», afirmó.

La propuesta de Duque se centra en eliminar las restricciones que impiden a las empresas o particulares implementar proyectos de generación distribuida de mayor capacidad para el autoconsumo, con venta o no de excedentes.

«Hoy en día, si tú quisieras hacer un proyecto de autoconsumo, de la capacidad que te permitan las losas de tus techos o tierras de tu propiedad o de tu empresa, no puedes, eso está limitado», explicó.

En su mayoría, los mercados de Centroamérica tienen como tope los 500 kW para autoconsumo, lo que, según Duque, al igual que ocurre en el vecino mercado de México, es insuficiente para maximizar el potencial de las energías renovables a nivel local y regional.

«Como mínimo debería ser de 1 MW. Y quizás a un poco más, 1.5 MW o 2 MW», sugirió. Esta ampliación permitiría a las empresas del sector instalar más energía renovable por proyecto y, por ende, contribuir de manera más significativa a la matriz energética regional.

Pensar la implementación de un mismo límite de autoconsumo a nivel regional no sería una tarea imposible desde la perspectiva del referente consultado.

«Lograr un acuerdo entre los ministerios o secretarías de energía que son las que tenemos en Centroamérica para trabajar en un documento en común que sea de base para que todos los países o todos tengamos la oportunidad es posible», planteó.

Y, aunque advirtió que algunos países, como Nicaragua, presentarían más obstáculos por condiciones actuales del gobierno, frente a otros como Panamá, Guatemala y El Salvador, que son vistos como más atractivos para la inversión en energía renovable, podrían existir acuerdos sobre generación distribuida nivel regional; en líneas generales, en el sector energético ya existen en el marco del Mercado Eléctrico Regional (MER).

«Ya tenemos un acuerdo centroamericano en el cual la energía puede ser producida en un país y vendida en otro», destacó Duque Cardoze, quien comentó que esta visión podría ser tomada para permitir desarrollar proyectos de autoconsumo de mayor envergadura; de manera que, en el corto plazo, las empresas instaladoras locales puedan tener una visión regional y, a largo plazo, los autogeneradores puedan vender excedentes a otras distribuidoras en la región.

Una armonización de política pública y desregularización de la generación distribuida a nivel centroamericano sería un paso importante por dar, de acuerdo con Fernando Duque Cardoze, Managing Partner de Ducar Capital SAPI de CV, para facilitar la expansión de proyectos de energía renovable en toda la región y fomentar además una mayor flexibilidad y eficiencia en la distribución de recursos en la red.

La entrada Proponen eliminar restricciones para proyectos de generación distribuida en Centroamérica se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Brasil lanzó su Política Nacional de Transición Energética para potenciar inversiones multimillonarias

El Poder Ejecutivo de Brasil lanzó la Política Nacional de Transición Energética (PNTE) para promover acciones que acarreen inversiones multimillonarias, mejorar la matriz energética y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.

La política establece las directrices que guiarán la estrategia brasileña para la transición energética y generar oportunidades de empleo, cuidando el suministro la seguridad y la lucha contra las desigualdades sociales y regionales.

“Vamos a liderar el mundo en la nueva economía: la economía verde. Hay R$ 2.000.000.000.000 (alrededor de USD 360.000.000.000) en inversiones, hay 3.000.000 de puestos de trabajo para los brasileños. Es eólica, solar, hidráulica, biomasa, biodiésel, etanol, diésel verde, captura y almacenamiento de carbono, combustible de aviación sostenible, hidrógeno verde”, sostuvo Alexandre Silveira, ministro de Minas y Energía de Brasil. 

“Es el renacimiento de la industria brasileña sobre una base sostenible. Es agregar valor al producto brasileño producido con energías limpias y renovables, es una oportunidad para potenciar el uso de nuestro contenido local”, agregó. 

La PNTE se implementará a través de dos instrumentos centrales. El primer de ellos será el Foro Nacional de Transición Energética (FONTE), un espacio político-democrático de diálogo para desarrollar un proyecto de ley de transición energética y que brindará recomendaciones al Consejo Nacional de Política Energética (CNPE).

Mientras que el segundo mecanismo será el Plan Nacional de Transición Energética (PLANTE), que estará articulado con el Plan Clima, la Nueva Industria Brasil, el Pacto por la Transformación Ecológica y el Programa de Aceleración del Crecimiento (PAC). 

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

El PLANTE tendrá un enfoque sectorial que abarque el ámbito industrial, transporte, electricidad, minerales críticos para la transición e hidrocarburos, como también un foco transversal dedicado a los marcos regulatorios, la equidad energética y la atracción de inversiones..

«Tenemos 27 GW en proyectos de hidrógeno registrados en el Ministerio de Minas y Energía a la espera de avances, que aportarán R$ 200.000.000.000 en inversiones. Con ello que estamos viabilizando y que no están en el PAC, aumentaremos aún más esa cifra y lo presentaremos a Brasil”, aseguró Silveira.

“Vamos a reestructurar el sector eléctrico del país, ya que en septiembre le entregaremos al presidente Luis Inácio Lula da Silva el proyecto de ley de transición energética para darle la etapa final, que luego resolveremos junto al Congreso”, añadió. 

La entrada Brasil lanzó su Política Nacional de Transición Energética para potenciar inversiones multimillonarias se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

BloombergNEF: la electricidad limpia bate nuevos récords y las renovables van camino de otro año sólido

La transición global hacia la electricidad limpia ha alcanzado nuevos hitos importantes y se prevé que continúe al ritmo actual. Según un par de nuevos informes del proveedor de investigación BloombergNEF (BNEF), por primera vez en la historia, las fuentes de energía sin emisiones de carbono representaron más del 40% de la electricidad generada en el mundo en 2023.

La energía hidroeléctrica representó el 14,7%, mientras que la eólica y la solar contribuyeron casi lo mismo, con un 13,9%, un nuevo récord. La participación de la energía nuclear fue del 9,4%.

Estos hallazgos surgen de dos informes publicados hoy por BNEF: Power Transition Trends 2024 y 2H 2024 Renewable Energy Investment Tracker, que indican que el impulso hacia la energía limpia también se ha acelerado, y la energía eólica y solar representan casi el 91% de las nuevas incorporaciones netas de capacidad energética en 2023, frente al 83% del año anterior, mientras que los combustibles fósiles, incluidos el carbón y el gas, representaron solo el 6% de las nuevas construcciones netas, el nivel más bajo de la historia.

Además, la industria de las energías renovables parece estar lista para repetir una hazaña similar en 2024, ya que los proyectos de energía renovable aseguraron 313 mil millones de dólares de nuevas inversiones en el primer semestre del año, al mismo nivel que en el primer semestre de 2023.

A pesar de ver una disminución del 4% debido al abaratamiento de los equipos, China sigue dominando las nuevas inversiones en energías renovables. Estados Unidos fue el segundo mercado más grande en el primer semestre de 2024 y ha visto aumentar los niveles de inversión semestrales un 63% desde que se aprobó la Ley de Reducción de la Inflación. Pakistán se disparó hasta convertirse en el quinto mercado más grande para nuevas inversiones en energía solar, frente al 14.º lugar en el mismo período del año pasado.

Power Transition Trends es la revisión más completa del mundo de datos de capacidad y generación de energía de 140 mercados, junto con datos agregados del resto del mundo, que destaca las tendencias en la transición energética y el progreso que las naciones están logrando hacia la descarbonización de sus economías. El Renewable Energy Investment Tracker es el recuento bianual de BNEF de las nuevas inversiones en capacidad de energía renovable a nivel mundial y el capital obtenido por empresas especializadas.

“Hemos visto un cambio radical en la energía renovable en comparación con unos años antes. Ahora no hay duda de que esta es la mayor fuente de generación de energía nueva, dondequiera que vayamos”, dijo Sofia Maia, autora principal de Power Transition Trends 2024 .

Entre otros hallazgos destacados en Power Transition Trends , la capacidad total de generación de energía mundial alcanzó los 8,9 teravatios en 2023. La energía eólica por sí sola representa ahora 1 teravatio de capacidad instalada, un hito histórico. Sin embargo, el logro del sector eólico se ve eclipsado por el aumento de la implementación de energía solar, con una capacidad solar neta de 428 gigavatios agregada en 2023, un 76% más interanual, para llevar el parque solar global total instalado a 1,6 teravatios.

Diez economías representaron casi tres cuartas partes de la generación total de energía renovable en 2023. China continental superó por mucho a su siguiente competidor más cercano, como lo ha hecho durante una década, con casi un tercio de toda la producción mundial de energía renovable el año pasado. Estados Unidos, Brasil, Canadá y la India completaron los cinco primeros, que representaron el 60% de la generación renovable mundial el año pasado.

En cuanto a la inversión mundial en energía renovable en el primer semestre de 2024, el total de 313.000 millones de dólares es inferior a la inversión registrada en los seis meses anteriores, pero coincide con las cifras del primer semestre de 2023, lo que indica que el sector en su conjunto mantiene el impulso.

“Las grandes petroleras pueden estar reduciendo su enfoque en la energía renovable, pero esto no ha hecho mella en la inversión global”, dijo Meredith Annex, autor principal de Renewable Energy Investment Tracker . “Está claro que si hay proyectos listos y capaces de avanzar, el capital llegará. El enfoque debería estar en simplificar el desarrollo de la energía eólica y solar en todo el mundo”.

La investigación de BNEF muestra que la energía solar y eólica están teniendo un desempeño diferente en lo que va de 2024. La inversión solar en el primer semestre de 2024 se mantuvo al alza interanual, alcanzando los 221 mil millones de dólares para activos a escala de servicios públicos y de pequeña escala. Sin embargo, la tasa de crecimiento muestra signos de desaceleración, ya que los módulos más baratos significan que la misma cantidad de capacidad requiere menos inversión y los cuellos de botella de la red comienzan a afianzarse en algunos mercados.

La inversión en energía eólica en el primer semestre de 2024 alcanzó los 90.700 millones de dólares, un 11% menos que en el mismo periodo del año pasado. La energía eólica marina, donde las inversiones están fuertemente impulsadas por los calendarios de subastas liderados por el gobierno, fue particularmente baja. Mientras tanto, la energía eólica terrestre enfrenta desafíos frecuentes en torno a los permisos y la interconexión a la red. Los proyectos eólicos siguen avanzando, pero la industria ha luchado por lograr el mismo cambio radical en la implementación que la energía solar.

La entrada BloombergNEF: la electricidad limpia bate nuevos récords y las renovables van camino de otro año sólido se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Se acerca una nueva jornada sobre energías renovables en Argentina en el Centro Comercial e Industrial de Rafaela y la Región

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

Es así que, el martes 1 de octubre de 10:00 a 17:00, en el SUM del Centro Comercial e Industrial de Rafaela y la Región (CCIR), tendrá lugar la jornada Energías renovables en Argentina: desafíos y oportunidades en el contexto de la transición energética global, una iniciativa del CCIRR que cuenta con la colaboración de Oscar Balestro, presidente de Emprendimientos Energéticos y Desarrollos SA (EEDSA); el auspicio de Menara y DEISA; y el apoyo del Gobierno de Santa Fe y la Municipalidad de Rafaela.

En este marco, referentes nacionales y provinciales debatirán sobre la importancia estratégica de fijar una hoja de ruta que brinde visibilidad de largo plazo y articule los esfuerzos para una transición energética exitosa.

Habrá presentaciones a cargo de Gabriela Guzzo, gerente comercial senior de Genneia; José Risso, director de Proyectos de DEISA; Martín Dapelo, presidente de ON Networking; Marcelo Álvarez, director de Coral Energía; Horacio Pinasco, presidente de Tecnored Energía; Juan Carlos Villalonga, presidente de Globe International; y Verónica Geese, secretaria de Energía del Gobierno de Santa Fe.

Mientras que Energía Estratégica, el portal de noticias sobre energías renovables, eficiencia energética y movilidad eléctrica más visitado y actualizado de Latinoamérica será media partner de la jornada.

Inscripciones

La actividad es abierta a todo público, y tiene un costo de $50.000. Los socios del CCIRR tienen un 15% de descuento sobre este valor.

Quienes deseen participar, deben completar el formulario de inscripción. Para realizar consultas adicionales, los interesados pueden enviar un mail a ivan.acosta@ccirr.org.ar.

La entrada Se acerca una nueva jornada sobre energías renovables en Argentina en el Centro Comercial e Industrial de Rafaela y la Región se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Honduras anuncia su primera licitación de almacenamiento con baterías

La Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) invita a oferentes interesados a presentar ofertas en su proceso de «Contratación para el estudio, diseño, suministro, instalación, pruebas y puesta en servicio de un sistema de almacenamiento de energía con batería conectado a la red (BESS) de una capacidad de 75 MW/300MWh, en la subestación Amarateca».

Este aviso de licitación pública internacional, que lleva como denominación las siglas LPI N 001-ENEE-UEPER-2024, fue publicado por Erick Tejada Carbajal, secretario de gobierno en el Despacho de Energía y gerente general de la ENEE, ayer lunes 2 de septiembre del 2024. Según anticipó la autoridad en redes sociales, está convocatoria persigue asegurar la disponibilidad de suministro y acompañar el despliegue de energías renovables variables en la red.

«Honduras se mueve a almacenar energía de los 520 MW de capacidad instalada solar, para tener disponibilidad en la noche y en las horas de máxima demanda», argumentó el secretario de Energía en su cuenta de X.

¿Cómo participar? Según consta en el anuncio, se podrán adquirir los pliegos de condiciones de la licitación a partir de la fecha, mediante la presentación de una solicitud por escrito a la oficina de Dirección de Licitaciones, ubicada en el séptimo piso del edificio Cuerpo Bajo «C» del Centro Cívico Gubernamental de Tegucigalpa M.D.C.

Aquella solicitud deberá ser acompañada del comprobante de pago de L 2,500, cantidad no reembolsable, realizado mediante depósito en el Banco Central de Honduras en la cuenta de la ENEE N 12100-01-000118-5.

Adicionalmente, las ofertas deberán estar acompañadas de una Garantía de Mantenimiento de la oferta por un monto equivalente de, al menos, un 2% del valor total de su oferta.

Aclarado todo aquello, las empresas interesadas en participar tendrán tiempo de hacerlo a más tardar a las 10:00 am del miércoles 23 de octubre del 2024. Ese mismo día pero a las 10:15 am será el acto de apertura de ofertas ante representantes de los oferentes que deseen asistir en la dirección antes indicada. Considerando las fechas y horarios expuestos, se pone en consideración que las ofertas que se reciban fuera del plazo antes mencionado serán rechazadas.

Un detalle a considerar es que, una vez avanzado el proceso, los documentos de la licitación podrán ser examinados en el Sistema de Información de Contratación y Adquisiciones del Estado de Honduras «Honducompras» en la web www.honducompras.gob.hn Por lo que, posteriormente podrán adquirir carácter público si estos resultaron adjudicados.

Finalmente, el documento que anuncia la licitación aclara que el financiamiento para la realización del proceso proviene exclusivamente de fondos nacionales, marcando la prioridad de la administración de la república en desarrollo el sector energético.

La entrada Honduras anuncia su primera licitación de almacenamiento con baterías se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Advierten que la proyección de demanda de la UPME significará una mayor apertura de inversiones renovables

Como ya había anticipado Energía Estratégica, días atrás, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) publicó un nuevo informe semestral sobre proyección de demanda de Energía Eléctrica 2024-2038, en el que destaca un crecimiento en rangos de 1,98% y 4,34% anual, considerando Grandes Consumidores Especiales, movilidad eléctrica y generación distribuida.

Estas proyecciones cargan de expectativas al sector energético ya que representan herramientas fundamentales para las subastas de energía anunciadas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).

En conversaciones con este medio, Jorge Moreno, especialista regulatorio de  Óptima Consultores, analiza las estimaciones de la UPME y afirma que otorgan mayor «tranquilidad» a los inversionistas de proyectos de fuentes no convencionales en Colombia, en comparación al informe anterior.

Además, plantea la posibilidad de nueva subasta primaria para asignar obligaciones de energía en firme desde el periodo 2028-2029. A continuación, el análisis del experto.

-¿Cuál es el balance del informe semestral sobre proyección de demanda de energía eléctrica 2024-2034?

Esta nueva entrega de la proyección de demanda no trae nada novedoso en términos ni de metodología ni de los supuestos que toma la UPME para la proyección de demanda de energía eléctrica. El ejercicio sigue siendo muy estándar, con la demanda siendo explicada por su propio crecimiento, el crecimiento del PIB, de la población del país y el comportamiento de la temperatura en las diferentes zonas geográficas.

La proyección es menor a la que entregó la entidad en enero de este mismo año. Respecto a esa proyección de enero desde Óptima Consultores fuimos muy críticos porque los resultados aumentaron cerca del 5% en promedio respecto a la de julio del año pasado, sin haber visto realmente un cambio ni metodológico ni de los supuestos explicativos, por lo que, incluso, en nuestros modelos internos decidimos seguir usando la proyección previa (la de julio).

En esta nueva entrega los resultados vuelven a niveles de la proyección de julio de 2023 con un incremento medio de 1.5%, lo que da un poco mas de tranquilidad en cuanto la rigurosidad de la proyección. A futuro para el sector, brinda certidumbre ya que aun se sigue esperando un crecimiento de la demanda entre 2,1% y 3,3% anual, lo que significa mayor apertura para las inversiones en el sector.

También es un llamado al gobierno nacional para continuar estableciendo las políticas públicas correctas que incentiven la inversión para aumentar la oferta y así lograr atender la demanda esperada.

-En base a esos esquemas, ¿hace faltan nuevas subastas de largo plazo o una nueva subasta de cargo por confiabilidad para cubrir la demanda proyectada?

Bajo estas nuevas proyecciones de demanda en el escenario medio, los balances en Óptima indican que hay un déficit de Obligaciones de Energía Firme (OEF) para el periodo 25-26 de cerca de 13.2 GWh/día y para el periodo 26-27 de cerca de 13.8 GWh/día que pueden ser cubiertos por la Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad (ENFICC), existente en el sistema.

Por otro lado, para el periodo 27-28 el déficit sería cercano a los 9.6 GWh-día, sin embargo, la ENFICC existente no sería suficiente para cubrir el déficit, razón de que en la última propuesta regulatoria (CREG 701 060) que buscaría llamar subastas de reconfiguración para los periodos 25-26, 26-27 y 27-28, para este el último periodo se permitiría participar a plantas nuevas como si participaran en una subasta primaria de asignación de obligaciones de energía en firme.

En ese orden de ideas una nueva subasta primaria para asignar obligaciones de energía en firme desde el periodo 2028-2029 es altamente probable.

-Para el año 2024, se prevé que la generación distribuida alcance los 339 MW, mientras que para el año 2038, la expectativa es que ascienda a 1.812 MW.  ¿Te parece que esa proyección es acertada o crecerá aun más?

Con un estimado total de 1.8 GW en 14 años, la proyección de generación distribuida parece ser baja, teniendo en cuenta que el potencial podrá ser cercano a las 12 GW.  No obstante, no se espera que la expansión de este segmento sea muy fuerte en Colombia, principalmente, porque en el 2018 se definió que la generación distribuida sería toda aquella menor a 1 MW.

Desde Óptima consideramos que se cometió un error al adoptar esta medida, ya que al ser proyectos tan pequeños no se logran economías de escala que permitan llegar a un cierre financiero de forma sencilla y que sea un segmento de mercado interesante para los inversionistas.

-¿Y qué medidas debería lanzar el gobierno para impulsar aún más este segmento?

Si se quisiera mayor expansión en Generación Distribuida lo primero que se debería hacer es aumentar su capacidad a 9 MW como en el caso de Chile.

Además, se deben proporcionar las condiciones para que reciban el beneficio por reducción de perdidas independientemente a quienes vendan su energía en contratos o en bolsa.

También es indispensable ayudar y acompañar a los proyectos en sus procesos de conexión con los Operadores de Red.

La entrada Advierten que la proyección de demanda de la UPME significará una mayor apertura de inversiones renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

La Secretaría de Energía aumentó el límite de potencia de la generación distribuida en Argentina

La Secretaría de Energía de la Nación aumentó el límite de potencia de los proyectos de generación distribuida en Argentina (enmarcados bajo la Ley Nacional N° 27424) de 2 MW a 12 MW

El cambio llegó a través de la Resolución N° 235/2024, que lleva la firma del titular de la cartera energética, Eduardo Rodríguez Chirillo, y que aplica tanto para los proyectos individuales, comunitarios o comunitarios virtuales, aunque cabe aclarar que el límite varía según la categoría tarifaria de pertenencia, por lo que ese incremento del umbral impactará en los usuarios – generadores mayores, por lo que las categorías quedarán de la siguiente manera.

Usuarios – generadores pequeños (UGpe): No podrán superar los 3 kW de potencia.
Usuarios – generadores medianos (UGme): De 3 kW hasta 300 kW.
Usuarios – generadores mayores (UGma): De 300 kW a 12 MW de capacidad. 

Y en el caso de los U/G comunitarios y comunitarios virtuales podrán conectar equipos de generación a la red de distribución hasta una potencia equivalente a la suma de las potencias contratadas por cada uno de los usuarios que conforman el grupo. 

Mientras que la inyección de excedentes de generación distribuida hasta 12 MW sólo podrá ser objetada por la empresa distribuidora fundada en estudios técnicos, realizados por ésta última en forma previa a la instalación y conexión del equipo de medición correspondiente, a fin de evaluar el impacto en la seguridad operacional de la red que el aumento de la inyección de excedentes pueda causar.

Asimismo, los usuarios que contraten distintas potencias en función de bandas horarias podrán conectar equipos de GD hasta el máximo valor de las potencias contratadas. En tanto que por encima de ese nivel de los 12 MW de capacidad, se aplicará el régimen de Autogeneradores del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). 

¿A qué se debe la modificación? La iniciativa llega producto del sinceramiento de tarifas energéticas que implementa el Poder Ejecutivo desde la llegada de Javier Milei a la presidencia y porque desde la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético y la Subsecretaría de Energía Eléctrica consideraron que resultará una medida “costo-efectiva” que generará mayor eficiencia energética y provoca un alivio en las redes de transporte y distribución eléctricas.

“Es importante porque la incorporación de unidades de generación renovable se vio afectada por las restricciones en el sistema eléctrico de transporte debido a más de 20 años de desinversión en las redes, por lo cual en la actual coyuntura de emergencia del sistema eléctrico son necesarias las medidas que fomenten la eficiencia energética e impulsen el desarrollo de estos proyectos de pequeña y gran escala, conectados a la red y off-grid”, explicaron desde la Secretaría de Energía de la Nación en conversación con Energía Estratégica. 

Y a pesar de que la resolución en cuestión no brinda mayores detalles de su implementación y que resulta positivo en un primer análisis, desde el sector energético plantearon que podría estar enfocado en el fomento de los parques comunitarios por la posibilidad de sumar esa potencia entre varios usuarios, pero no así para el sector corporativo. 

¿Por qué? Dado que sólo aplicaría para aquellas empresas con más de 2 MW de potencia contratada, siempre y cuando se mantengan como Grandes Usuarios del Distribuidor (GUDI), hecho que no suele ser habitual dado que generalmente pasan a ser Grandes Usuarios Menores (GUME – 30 kW a 2 MW) o Grandes Usuarios Mayores (GUMA – potencia mínima demandada de 1 MW). 

La entrada La Secretaría de Energía aumentó el límite de potencia de la generación distribuida en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Coordinador Eléctrico de Chile publicó otra licitación para más de 30 obras de transmisión

El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile lanzó una nueva licitación pública internacional para la construcción y ejecución de 32 proyectos que permitan expandir el sistema de transmisión del país. 

Las obras se enmarcan en el artículo N°157 del Reglamento de los Sistemas de Transmisión y de la Planificación de la Transmisión (aprobado mediante Decreto Supremo N°37 de 2019 del Ministerio de Energía) y para la licitación se dividirán en diez grupos y siete proyectos individuales. 

Los mismos totalizan un valor de inversión referencial de USD 125.287.225, con la particularidad de que las empresas interesadas podrán presentar ofertas para todas las incluidas en los grupos de forma conjunta o individualmente.

Los plazos de ejecución oscilan entre los 12 y 36 meses, aunque cabe aclarar que sólo cinco obras tienen ese plazo máximo de tres años contados a partir la adjudicación: 

Ampliación en la subestación eléctrica (SE) Cerro Navia, 
Modificación de paños de conexión de línea 2×110 kV Las Vegas – Cerro Navia en nueva Sala GIS 110 kV SE Cerro Navia 110 kV, 
Expansión en SE Punta de Cortés para interconexión de Línea 2×220 kV Punta de Cortés – Tuniche, 
Nuevo transformador S/E Punta de Cortés
Aumento de capacidad de la LT 2×220 kV Ciruelos – Cautín

Mientras que el grupo N°1, conformado por la ampliación en la subestación eléctrica Plantas (propiedad de CGET) y la doble vinculación del transformador N°1 220/110 kV en S/E Cardones (de la firma Transelec), es aquel que demandará la mayor inversión de la convocatoria con USD 18.480.163 de valor referencia. 

Asimismo, con el objeto de caucionar la vigencia y validez de las propuesta y el correcto cumplimiento, los oferentes deberán entregar una o más boletas de garantías a nombre del Coordinador, quien estará facultado para cobrar y percibir su valor en caso de incumplimiento. 

Las bases ya están disponibles en el sitio web del Coordinador Eléctrico Nacional (clic aquí) y el período de consultas de los participantes estará abierto hasta el jueves 31 de octubre del corriente año; aunque cabe aclarar que el CEN podrá modificar las bases si así lo requiera hasta el jueves 19 de diciembre. 

En tanto que las ofertas se podrán presentar desde el lunes 27 hasta el miércoles 29 de enero del 2025 y la apertura de propuestas administrativas y técnicas se realizará un día más tarde, es decir el 30/1, las cuales serán evaluadas por la autoridad. 

Una vez que el Coordinador Eléctrico Nacional de Chile analice las iniciativas y apruebe aquellas que cumplan con los requisitos y la completa presentación de la información, avanzará en proceso licitatorio y recién se conocerán las ofertas económicas el miércoles 16 de abril del 2025 y el acta de adjudicación el 24 de dicho mes del 2025. 

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

A continuación, todas las obras de la licitación:

Obras transmisión licitación CEN

La entrada Coordinador Eléctrico de Chile publicó otra licitación para más de 30 obras de transmisión se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Uno por uno, los proyectos de generación en los que invirtió CFE en el sexenio de AMLO

Durante el sexenio del presidente Andrés Manuel López Obrador, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) liderada por su director general, Manuel Bartlett, ha llevado a cabo una serie de inversiones estratégicas con el objetivo de restablecer su posición como un actor central en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de México.

De acuerdo con el Sexto Informe de Labores, publicado el pasado domingo 1 de septiembre del 2024 por la Secretaría de Energía (SENER), la CFE habría destinado un total de 9,170 millones de dólares para la adición de 9,184.56 MW a la capacidad de generación de electricidad del país.

Durante este periodo, una parte significativa de estos recursos, específicamente 7,682.4 millones de dólares, se destinó a la construcción de 15 nuevas centrales eléctricas bajo el esquema de autofinanciamiento de la CFE. Estas centrales, que representan un incremento en la capacidad instalada de 8,630.76 MW térmicos, incluyen las siguientes centrales de ciclo combinado (CCC): El Sauz II, Salamanca, Manzanillo III, San Luis Potosí, Lerdo, San Luis Río Colorado, González Ortega, Tuxpan Fase I, Mérida, Riviera Maya (Valladolid) y Rafael Galván Maldonado (Puerto Peñasco), además de la Central de Combustión Interna (CCI) Mexicali Oriente, la CCI Altar (Parque Industrial), y las Centrales Turbogás (CTG) González Ortega I y II.

Además de las nuevas instalaciones térmicas, la CFE realizó una inversión adicional de 1,487.6 millones de dólares destinada a la modernización de 16 centrales hidroeléctricas existentes (Caracol, Zimapán, La Villita, Infiernillo, Portezuelo I y II, Angostura, Malpaso, Mazatepec, Peñitas, Encanto, Minas, Humaya, Santa María, Picachos, Chicoasén II, Amata, Novillo, Sanalona y El Fuerte), para el equipamiento de tres nuevas presas hidroeléctricas (PH Santa María, PH Picachos y PH Amata), y para la reactivación del proyecto hidroeléctrico Chicoasén II, en todos los casos cuya infraestructura es propiedad del Estado y que representa una capacidad adicional de 553.8 MW.

Este esfuerzo por modernizar y ampliar la capacidad de centrales térmicas e hidroeléctricas en México subraya la importancia de este tipo de proyectos potencia firme en el país. No obstante, la empresa estatal también se dio paso -aunque, en menor medida- a proyectos renovables variables.

Dentro de los logros más destacados en este ámbito por el informe de gobierno, se encuentra la inauguración de la primera etapa de la Central Fotovoltaica (CFV) Puerto Peñasco Secuencia I, en Sonora, la cual aporta 120 MW de capacidad, además de 12 MW adicionales en baterías para respaldo. Este proyecto es emblemático no solo por su enfoque en energía limpia y eficiente sino además por su contribución a la capacidad instalada que, una vez concluido el proyecto, se espera que alcance una capacidad total de 1,000 MW, consolidándose como uno de los proyectos fotovoltaicos más grandes del país y de la región.

Siguiendo con inversiones en solar fotovoltaica pero en menor medida, también menciona la inauguración en junio de este año 2024 de la CFV Nachi Cocom en Mérida, un proyecto con una inversión de 9.16 millones de pesos y una capacidad de generación de 7.5 MW, diseñado para alimentar el nuevo sistema de transporte público eléctrico Ie-Tram en la ciudad de Mérida.

Aquello no sería todo. Además de nuevas inversiones, se mencionan adquisiciones. En concreto, durante la administración de AMLO se adquirieron 13 centrales eléctricas que anteriormente pertenecían a la empresa Iberdrola. Esta operación, que costó alrededor de 6 mil millones de dólares, incrementó la participación del Estado en la generación de electricidad del 47% en 2019 al 56% en 2024. Entre las plantas adquiridas nuevamente las que priman son las centrales térmicas. Mientras que de energías renovables solo se sumó al parque eólico La Venta III de 103 MW en Oaxaca, entre las centrales de ciclo combinado se adquirió: Monterrey I y II, Altamira III y IV, Altamira V, Escobedo, La Laguna, Tamazunchale I y II, Baja California, Topolobampo II y III, Monterrey III y IV, Tamazunchale II, y Enertek, que en conjunto suman una capacidad de 8,436 MW.

La entrada Uno por uno, los proyectos de generación en los que invirtió CFE en el sexenio de AMLO se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

ACERA, ACESOL, Generadoras de Chile y GPM se posicionan sobre el proyecto de ley del nuevo subsidio eléctrico

En relación con el Proyecto de Ley del nuevo subsidio eléctrico presentado el 26 de agosto del presente año por el Gobierno, la Asociación de Generadoras de Chile, la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA A.G.), la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL A.G.) y la Asociación de Pequeños y Medianos Generadores (GPM A.G.), emitieron una declaración pública en la que declaran lo siguiente:

Compartimos la preocupación por encontrar mecanismos de ayuda para las familias más vulnerables de nuestro país para enfrentar el alza de las tarifas eléctricas, pero creemos que éstos deberían ser coherentes con otras políticas públicas de subsidio y con una visión estable y de largo plazo para el correcto desarrollo de la industria eléctrica, particularmente en el escenario actual de transición energética y compromisos de carbono neutralidad adquiridos por Chile.
El congelamiento de precios de la energía fue una decisión política del Estado por las circunstancias extraordinarias originadas en 2019. Entre 2019 y 2024, período en el que también subió el valor de otros bienes básicos, se dictaron tres leyes que estabilizaron únicamente las tarifas eléctricas, las que no fueron solicitadas por la industria de generación ni consultadas a las personas. 
A cinco años de la primera intervención de los precios de la energía, tres leyes de estabilización dictadas y a solo cuatro meses de la última ley que establecía el subsidio para las familias más vulnerables, este 26 de agosto el Gobierno presentó un nuevo proyecto de ley que pretende modificar las condiciones de dicho subsidio.
La propuesta presentada adolece de graves deficiencias y perjudica sustancialmente, al menos, los siguientes principios base sobre los que se desarrolla todo sector productivo que aporta al crecimiento de la economía y la generación de empleos del país:
Predictibilidad Jurídica: alterando de manera continua e intempestiva las condiciones regulatorias sobre las que la industria de generación ha desarrollado y colaborado con la política del Estado de Chile sobre transición energética y descarbonización.
Confianza Legítima en la Autoridad Política: definiendo nuevas cargas públicas sin fundamentar sus medidas ni explicar los efectos sobre las personas y las empresas: consumo, niveles de precios, inflación y condiciones de inversión.
Reparto Proporcional de las Cargas Públicas: estableciendo cargas tributarias de manera ad-hoc a sectores económicos determinados, sin considerar financiamiento alguno que provenga de un ejercicio de administración financiera eficiente y focalizada por parte del Gobierno.
La industria de Generación Eléctrica ha sido un aliado permanente de Chile en la transición energética y la descarbonización, lo que se ve reflejado en: aporte de más de USD 30 mil millones en inversión directa en regiones; diversificación de la matriz energética; incremento del número de productores de energía eléctrica a más de 700; aumento de la penetración de energía renovable, con valores superiores al 65%, una progresiva reducción en las emisiones de carbono del sector eléctrico. Todo esto ha llevado a Chile a ser permanentemente reconocido en diversos rankings y foros a nivel mundial.
Confiamos en que la discusión permita encontrar respuestas necesarias, viables y expeditas para focalizar la entrega de un beneficio con cargo a fondos públicos y, a la vez, respetar las señales regulatorias para que todos los actores del sector energético podamos avanzar en los desafíos que son clave para el sector, como las condiciones de suministro, almacenamiento y transmisión eléctrica, que son determinantes para inyectar energía de precios competitivos en el sistema.

 

La entrada ACERA, ACESOL, Generadoras de Chile y GPM se posicionan sobre el proyecto de ley del nuevo subsidio eléctrico se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Variación: los precios bajaron a USD 0/MWh durante 55 horas en la zona de Crucero y los USD 235,6/MWh en Puerto Montt

El precio promedio en Polpaico fue de USD 48,1/MWh, un 7% más alto que la semana pasada y un 8% más bajo en comparación con hace un año.

Evolución del Costo Marginal en Polpaico durante los últimos años

Esta semana la generación totalizó 1,68 TWh en respuesta a una demanda que aumentó un +7,5% respecto a la semana pasada.

Una menor participación de las energías renovables en la composición del mix (las presas disminuyeron 0,5 pp, las de pasada disminuyeron 2,0 pp, la participación eólica disminuyó 1,3 pp pero la solar aumentó 0,6 pp) y variaciones menores en la participación de otras tecnologías térmicas (el gas disminuyó 0,2 pp y el petróleo aumentó 0,1 pp) llevaron a un aumento en la participación del carbón de 3,6 pp.

Rango de potencia por fuentes de energía (precios promedio)

Evolución generacional

A excepción del día domingo, el sistema estuvo desacoplado todos los demás días de la semana. Estos desacoplamientos se produjeron principalmente por congestiones en las líneas de transmisión: 500 kV Nueva Pan de Azúcar – Polpaico (lunes a viernes), 220 kV Lastarria – Ciruelos (martes a sábado) y 500 kV Nueva Maitencillo – Nueva Pan de Azúcar (viernes).

Estos desacoplamientos impactaron los precios en la zona de Puerto Montt, llegando hasta los USD 235,6/MWh el martes a las 11:00 horas y los USD 235,2/MWh el miércoles a las 13:00 horas.

Por otro lado, los precios bajaron a cero por 55 horas en Crucero, 34 horas en Polpaico y 14 horas en Puerto Montt.

Evolución del coste marginal

Producción eólica y solar

La generación solar fue de 340,5 GWh, 10,7% mayor a la semana pasada, con un factor de planta promedio de 18,8%. El factor de planta máximo del sistema se registró en la zona de Crucero con 23,2% y el mínimo en la zona de Polpaico con 13,7%.

La generación eólica fue de 207,4 GWh, 2,6% menor a la de la semana pasada, con un factor de planta promedio de 24,9%. El factor de planta máximo del sistema se registró en la zona de Diego de Almagro con 41,4% y el mínimo en la zona de Charrúa con 8,7%.

La tasa de reducción de esta semana fue del 8,5 % para la energía eólica (19,57 GWh) y del 15,5 % para la solar (61,77 GWh), lo que da como resultado una tasa de reducción promedio del 12,9 % (81,33 GWh). Esta tasa es similar a la tasa de reducción promedio de la semana pasada (13,2 % y 79,7 GWh).

Producción solar por hora

Producción eólica por hora

Producción eólica y solar por hora

La entrada Variación: los precios bajaron a USD 0/MWh durante 55 horas en la zona de Crucero y los USD 235,6/MWh en Puerto Montt se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Publican proyecto de resolución que agiliza la entrada en operación de plantas renovables

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 1333 sometió a consulta pública el proyecto de resolución No. 701 062 de 2024 (ver documento), el cual brinda oportunidades y consideraciones clave para inversionistas de proyectos renovables en Colombia.

Entre sus propuestas principales, permite modificar múltiples veces la Fecha de Puesta en Operación (FPO) de los proyectos mediante un aumento en la garantía de reserva de capacidad.

Se trata de una iniciativa que viene siendo solicitada por el sector teniendo en cuenta las demoras en los tramites suelen ser una de las principales barreras para los inversionistas a la hora de montar proyectos en Colombia.

En diálogo con Energía Estratégica, Ximena Cifuentes, coordinadora de estudios de Óptima Consultores, empresa enfocada en brindar asesoría integral en el mercado energético, explicó en detalles los alcances de la normativa y advirtió los beneficios que aportaría su aprobación al sector de las energías no convencionales.

¿De qué trata el proyecto de resolución?

La normativa introduce cambios importantes para facilitar la modificación de la Fecha de Puesta en Operación (FPO) de los proyectos, permitiendo ajustarla en función del incremento en el valor de la cobertura de la garantía para reserva de capacidad.

De esta forma, busca reducir la carga operativa de la UPME, al delegar la verificación del cumplimiento de estas modificaciones al ASIC.

Además, aclara la ambigüedad regulatoria existente en situaciones donde ya se cuenta con una garantía adicional que cubre el mismo riesgo de puesta en operación. En estos casos, la garantía de reserva de capacidad solo se requerirá si el nuevo cálculo supera el valor de la garantía adicional con la cual se cubría el riesgo.

La resolución también ofrece una oportunidad a los proyectos que han tenido incumplimientos en su Curva S, (incluso más de tres incumplimientos que derivaban en una potencial liberación) permitiéndoles reiniciar este proceso. Esto aplica únicamente si el proyecto solicita el cambio de la FPO bajo las nuevas condiciones.

Finalmente, para los proyectos con garantías ejecutadas en subastas de contratación de largo plazo, la resolución permite su continuación, siempre y cuando se constituya la garantía de reserva de capacidad y se modifique la FPO para reflejar el nuevo valor de la garantía, cuando aplique.

¿Qué impacto tendrá en la integración de energía renovable?

Tras la emisión de la Resolución MME 40042 de 2024 en febrero, el sector estaba a la espera de esta reglamentación que flexibiliza parcialmente los cambios en la FPO. Aunque se solicitaba una mayor flexibilidad, la propuesta regulatoria permite obtener cambios de FPO más rápidos y con mayor certeza, lo cual elimina uno de los riesgos significativos para los proyectos renovables, que era la incertidumbre de obtener una aprobación en la modificación de FPO.

Por otro lado, con la implementación de este nuevo proyecto de resolución, los proyectos con avance significativo tendrán un alivio adicional, permitiéndoles extender la FPO por un par de meses sin enfrentar incrementos sustanciales en las garantías ni riesgos de liberación. Anteriormente, se requería duplicar la FPO sin importar el tiempo adicional (máximo un año), lo que representaba una carga significativa, incluso si sólo se necesitaba un corto período para completar las pruebas.

En este contexto, ante los requerimientos técnicos establecidos en las resoluciones CREG 060 de 2019 y 148 de 2021, se ofrece un margen de maniobra necesario para cumplir con los rigurosos requisitos, pues la propuesta permite una extensión de la FPO cuando haya un retraso en el cumplimiento de estos.

En concreto, esta regulación ayudará a agilizar los trámites para poner en operación proyectos de energía limpia en dos vías: i) al transferir parte de la verificación de cambios en la FPO al ASIC, lo cual aligera la carga administrativa de la UPME. Esto le permitirá a esta entidad enfocarse en otras solicitudes cruciales para el desarrollo de proyectos, acelerando así el proceso general de autorización;  ii) la nueva flexibilidad en la modificación de la FPO reduce la incertidumbre que enfrentaban los proyectos con respecto a la ampliación de la FPO. Esto facilita el cierre financiero al eliminar las dudas sobre la probabilidad y el tiempo en obtener una extensión, mitigando así los riesgos asociados con el proyecto que podría percibir el mercado.

¿Qué otras medidas deben acompañar este proyecto de ley para impulsar una aceleración de inversiones renovables?

Aún no está claro cuándo se tendrán los resultados de las solicitudes de asignación de capacidad del ciclo 2023-4024. Cabe recordar que el último comunicado oficial de la UPME, publicado el 7 de agosto, indicó que para el 30 de septiembre de 2024 se publicará la capacidad de transporte disponible para el proceso actual. Sin embargo, esta fecha no garantiza que los conceptos de conexión estén resueltos en ese momento. Esta fecha es clave para disminuir la incertidumbre del desarrollo de nuevos proyectos.

Por otro lado, dado que la aplicación de la Resolución 075 de 2021 ofrece varias oportunidades de mejora, este período debe aprovecharse para optimizar el proceso de asignación y seguimiento de proyectos.

Aunque la resolución flexibiliza las condiciones para el desarrollo continuo de proyectos, es crucial revisar y mejorar el seguimiento de aquellos que actualmente ocupan espacio pero que son inviables, para liberar capacidad para proyectos que realmente podrán concretar su conexión. ç

Esto se vuelve relevante, teniendo en cuenta que la UPME, mediante comunicación, informó sobre una gran cantidad de proyectos que se encontraban hasta con tres hitos incumplidos, pero no se había iniciado ningún proceso de liberación ni ejecución de garantías, perdiendo de vista uno de los objetivos más importantes que buscaba el cambio de la Resolución 075 de 2021, impedir el acaparamiento de puntos de conexión. 

Además, es fundamental revisar y agilizar los trámites ambientales, que a menudo son una fuente de retrasos significativos en el avance de los proyectos.

Otro aspecto clave es la revisión de las penalidades por desviaciones. Aunque estas penalidades están suspendidas y la CREG debe abordarlas, es necesario que se agilicé la nueva propuesta regulatoria para seguir impulsando la inversión en proyectos renovables.

Por último, otro punto a evaluar tiene que ver con los requisitos de puesta en operación de estos proyectos, dado que muchos de ellos han tenido que sobredimensionar su generación con el fin de cumplir con las pruebas de puesta en servicio (particularmente, con la prueba de la curva de capacidad), lo que ha incentivando en que en algunos periodos de tiempo tengan la capacidad de entregar más energía de la asignada. Para ello, sería ideal establecer un mecanismo que permita a estos proyectos vender la energía adicional generada y obtener ingresos por ello.

La entrada Publican proyecto de resolución que agiliza la entrada en operación de plantas renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Senadores de Chile analizarán una reforma integral a la ley de distribución eléctrica

La Comisión de Minería y Energía del Senado de Chile acordó formar una mesa técnica con el Poder Ejecutivo y las empresas distribuidoras de energía eléctrica para abordar una reforma integral a la ley que regula el sistema de distribución a partir del 1° de octubre

La mesa técnica fue aprobada de forma unánime en respuesta a los acontecimientos dados semanas atrás por la emergencia climática y los masivos cortes de electricidad afectaron a miles de usuarios del país. 

“No podemos seguir esperando que ocurra lo mismo en un par de meses o el próximo invierno y que las consecuencias sean las mismas. Tenemos que ser capaces de dar respuesta, tomar medidas, hacer las reformas que correspondan para fortalecer el sistema eléctrico, en este caso para fortalecer la distribución eléctrica”, manifestó la senadora Luz Ebensperger. 

“Estamos en una época de alza de tarifa, pero a la vez de mal servicio. Por lo tanto, hemos adoptado el acuerdo de trabajar en profundidad y en serio, a contar del primero de octubre, sobre una reforma al sistema de distribución eléctrica”, subrayó el senador Juan Luis Castro, quien también es el presidente de la Comisión de Minería y Energía del Senado de Chile.

La iniciativa también llegó pocos días después de que el ministro de Energía, Diego Pardow, anunciara el inicio del proceso de caducidad de la concesión de ENEL (principal distribuidora de energía en la Región Metropolitana) y abriera las puertas a la creación de una empresa nacional estatal de distribución eléctrica

Esta nueva compañía pública podría funcionar de manera similar a la Empresa Nacional de Petróleo (ENAP – fundada en el año 1950) y a la par de las distribuidoras privadas; aunque su implementación no sería de forma inmediata sino que se llevaría adelante con el tiempo y con un desarrollo concreto por parte de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC).

De todos modos, cabe recordar que, en reiteradas ocasiones, diversos gremios del sector energético de Chile plantearon la necesidad de modificar el marco regulatorio de la distribución, debido a que lleva cuatro décadas sin grandes cambios. 

La intención de dichas entidades es avanzar en el camino del segundo tiempo para la transición energética,  mejorar la calidad de suministro, hacer frente a las condiciones distintas del cambio climático y habilitar la penetración masiva de generación distribuida, almacenamiento y electromovilidad, tal como lo manifestaron desde la Asociación Gremial de Empresas Eléctricas. 

“Resulta clave que los medios energéticos distribuidos sean incorporados en la planificación de las redes de distribución para efectos de la remuneración y tarificación, así como avanzar en la formalización de la figura de los agregadores de demanda que permitan gestionar y proveer servicios de seguridad y mayor flexibilidad al sistema”, sostuvo tiempo atrás el director ejecutivo de Empresas Eléctricas AG, Juan Meriches.

Incluso, el propio Poder Ejecutivo puso el foco en una modificación normativa en la materia a través de la Estrategia de Adaptación a la Crisis Climática del sector Energía, con el fin de que la resiliencia y adaptación formen parte de las directrices del funcionamiento del sistema, considerando todos los segmentos (almacenamiento, transmisión y distribución, seguridad, sistemas medianos, equidad tarifaria, innovación energética, biocombustibles, continuidad del suministro, calefacción distrital, entre otros) y en diferentes niveles. 

Sin embargo, tal documento señala que esa iniciativa no se daría este mismo año ya que la hoja de ruta elaborada por el Ministerio de Energía esboza el desarrollo de un consenso de la estrategia legislativa y el ingreso del proyecto de ley al Congreso Nacional en 2025 y 2027; pero tras el acuerdo de la Comisión de Minería y Energía del Senado habrá que esperar si se acelera el proceso o continúa tal cual lo previsto. 

La entrada Senadores de Chile analizarán una reforma integral a la ley de distribución eléctrica se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Auge en la industria renovable: se abrieron 28 puestos de empleos verdes en Colombia

Como ya había anticipado Energía Estratégica, Colombia está inmerso en un escenario marcado por la transición hacia fuentes de energía más sostenibles y la industria renovable experimenta un crecimiento acelerado, generando una creciente demanda de profesionales especializados. 

Un claro ejemplo de ello, es que en la última semana, se publicaron alrededor de 28 vacantes de empleo de energías no convencionales en el país mediante la red social Linkedin.

En cuanto a la modalidad de trabajo, si bien la mayoría de las empresas solicitan empleos de manera presencial en la ciudad de Bogotá y otras otras regiones con gran potencial de energía limpia como Tolima y Atlántico, existe un gran número de oportunidades en formato remoto o hibrido, que combina lo presencial con el teletrabajo.

Entre las principales empresas que publicaron las ofertas están  GreenYellow, Revergy, Grupo Elecnor y Vestas.

Las búsquedas abarcan gran variedad de puestos, pero los perfiles más solicitados son ingenieros, gerentes de área, consultores y vendedores del sector solar fotovoltaico, con excepción de algunas vacantes para el área de eólica.

En línea con esa fuerte demanda, según expertos consultados por este medio, los requerimientos de perfiles del sector ERNC suelen ser elevados por lo que cada vez es más difícil para las consultoras hallar profesionales que cumplan con cualidades y experiencia solicitada. Esto en muchos casos se traduce en una suba en la remuneración pretendida de esos puestos.

Una por una, las vacantes que se abrieron: 

ANALISTA DE SOSTENIBILIDAD en Constructora Capital. Bogotá, Distrito Capital, Colombia (Presencial).
Jefe de negocios de energía Solar en Tronex. Medellín, Antioquia, Colombia (Presencial).
Consultor energético industria junior Mosquera en Colgas. Mosquera, Cundinamarca, Colombia (Presencial).
Estagiário de Projetos Solares Fotovoltaicos – Portugal en GreenYellow do Brasil. Lisboa, Tolima, Colombia (Presencial).
Ingeniero de proyectos – Eléctrico / Electricista en SOCQ CONSULTORES DE INGENIERIA. Bogotá, Distrito Capital, Colombia (Híbrido).
Profesional SISO Cartagena en Suncolombia. Cartagena de Indias, Bolívar, Colombia (Presencial).
Gerente Comercial (Energías Renovables) en H&CO Latam . Cartagena de Indias, Bolívar, Colombia (Presencial).
Contract Manager en CTG Latam. Bogotá, Distrito Capital, Colombia (Presencial).
Aprendiz gestión ambiental en Imbera Colombia .Cali, Valle del Cauca, Colombia (Presencial).
VIE – Junior Project Engineer F/HVIE en VINCI. Fusagasugá, Cundinamarca, Colombia.
Ingeniero de la oficina técnica – Fotovoltaica (h/m) en Grupo Elecnor . Atlántico, Colombia (Presencial).
Ingeniero/a de Planificación – Obra Fotovoltaica en Grupo Elecnor. Atlántico, Colombia (Presencial).
Business Development Representative (Latin-America) en Virto Solar. Distrito Capital, Colombia (Híbrido).
Wind Turbine Installation Manager- Greece en Vestas. Sumapaz, Distrito Capital, Colombia.
Engenheiro júnior de projetos fotovoltaicos – Analista Fotovoltaico en GreenYellow do Brasil. Lisboa, Tolima, Colombia (Presencial).
Ingeniero forestal en Bosques, Suelos y Aguas. Villavicencio, Meta, Colombia (Presencial).
Manager Planning Control en CTG Latam . Bogotá Distrito Capital, Colombia (Presencial).
Ingeniero Ambiental en Bioquifar Pharmaceutica SA. Bogotá, Distrito Capital, Colombia (Presencial).
JEFE DE OBRA ELECTRICO en INSTALACIONES NEGRATIN SL . Atlántico, Colombia (Presencial).
AUXILIAR DE BODEGA – CONDUCTOR en Magneto Empleos. Funza, Cundinamarca, Colombia (Presencial).
Ingeniero Comercial Eléctrico en STRATEGY 360 Business. Cali, Valle del Cauca, Colombia (Híbrido).
Gerente Comercial (Vehículos Linea Amarilla) en H&CO Latam. Cartagena de Indias, Bolívar, Colombia (Presencial).
Gestor Ambiental Farmacéutica en Dinámico. Bogotá, Distrito Capital, Colombia (Presencial).
Ingeniero ambiental en Multiempleos S.A. Bucamaranga Santander Colombia (Presencial).
Ingeniero ambiental especialista SST en Dharmachakra. Bucamaranga Santander Colombia (Presencial).
Ingeniero Electricista, Electromecánico , Electrónico en Revergy. La Loma de Calenturas, Cesar, Colombia (Presencial).
AUXILIAR DE BODEGA – CONDUCTOR Magneto Empleos. Bogotá Distrito Capital, Colombia (Presencial).

La entrada Auge en la industria renovable: se abrieron 28 puestos de empleos verdes en Colombia se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Análisis y recomendaciones para enfrentar el desafío energético en República Dominicana

La reciente designación de Joel Santos Echavarría como nuevo ministro de Energía y Minas ha generado expectativas en diversos sectores. Aunque Santos no proviene del ámbito energético, su reputación como un ejecutor eficaz del gobierno bajo su rol de ministro interino de la Presidencia de la República Dominicana ha despertado la esperanza de que pueda implementar cambios significativos en el sector.

Rafael Velazco Espaillat, gerente general de Raveza Associated & Services, S.R.L., subrayó en una entrevista con Energía Estratégica que la capacidad ejecutora de Santos podría ser crucial para avanzar en cambios estructurales necesarios, siempre y cuando -desde la perspectiva de Rafael Velazco– se apoye en el trabajo técnico ya realizado por expertos..

«Joel Santos no viene de las entrañas del sector energético, pero es un gran ejecutor», afirmó el referente de Raveza Associated & Services.

Uno de los puntos clave que Velazco sugiere retomar por la nueva administración es el informe de la consultora norteamericana Tetra Tech en 2021, elaborado a pedido del Ministerio de Energía y Minas. Este informe, que fue el resultado de un año de trabajo coordinado con entidades como la Comisión Nacional de Energía (CNE), la Superintendencia de Electricidad (SIE), el Ministerio de Energía y Minas (MEM) y el Organismo Coordinador (OC), contiene recomendaciones que Velazco considera esenciales para la modernización del subsector eléctrico.

«Ellos entregaron a mediados del 2022 lo que ahora es la iniciativa de ley armonizada del subsector eléctrico», señaló, pero también destacó que la versión más reciente de esta ley, que avanza en el Senado, ha sido modificada.

«Lo que me interesa destacar es que lo que ahí se ha plasmado en la versión del 21 de agosto que tiene la firma del senador Alexis Victoria Yeb no es lo que salió en el informe de Tetra Tech», advirtió.

Una de las principales preocupaciones de Velazco es la alteración de ciertas recomendaciones originales de Tetra Tech. , que revisaba cuestiones tan simples de ejecutar como separar la Oficina de Protección al Consumidor (Protecom) de la Superintendencia de Electricidad (SIE) para evitar que esta última sea «juez y parte», o temas más complejos al haber sido propuesta sobre la ley 125, la Ley 5707 y su reglamento de aplicación en lo vinculado a los sistemas regulados.

«Para los sistemas aislados se dejaba el mismo procedimiento y los pasos burocráticos, pero ahora se está poniendo que la decisión final la toma el MEM en lugar de hacerlo la CNE y la SIE. Eso no es muy sano porque aunque no se quiera y estoy seguro que no es el caso de este gobierno, eso puede politizar las decisiones que se tomen sobre sistemas aislados», ejemplificó, sugiriendo que tal centralización podría abrir la puerta a que otros gobiernos puedan aplicar influencias políticas en decisiones técnicas que deberían ser imparciales.

Retos y oportunidades para las energías renovables y el almacenamiento en baterías

Rafael Velazco también expresó su inquietud sobre la responsabilidad de aprobación de concesiones de energías renovables que cambiaría con la introducción de la nueva ley armonizada del subsector eléctrico.

«Aunque la energía renovable según la misma ley 5707 descansa sobre la Comisión Nacional de Energía (CNE), ahora con la nueva ley armonizada del subsector eléctrico si se suprime la CNE, esto pasa al MEM», sintetizó Velazco, aunque además señaló que esta transición no solo implica un cambio institucional, sino que también plantea interrogantes sobre la capacidad del MEM para asumir estas funciones de manera efectiva.

Si bien la nueva iniciativa de ley establece la creación de la Unidad Técnica de Planificación, adscrita al MEM, que tendría a su cargo la elaboración del informe técnico de planificación de la generación y la transmisión, el referente de Raveza Associated & Services, S.R.L. señala que esta unidad no ha definido claramente sus funciones específicas.

«La ley solo indica que el informe incluirá los escenarios energéticos posibles para el horizonte de largo plazo y los antecedentes y estudios en que se fundamente», comenta Velazco, subrayando que esto genera incertidumbre sobre cómo se manejarán los retos energéticos que el país enfrentará en el futuro cercano.

Uno de los desafíos más inmediatos es la incorporación de 1500 MW de energías renovables variables, que se espera ingresen al sistema próximamente. Además, el país está a la espera de la entrada en operación de 800 MW de energía de base, provenientes de plantas de gas de ciclo combinado que fueron licitadas recientemente. Este aumento en la capacidad instalada representa una oportunidad para avanzar hacia una matriz energética más sostenible, pero también conlleva riesgos si no se gestiona adecuadamente.

En este contexto, la necesidad de soluciones de almacenamiento de energía se vuelve crítica en esta «ventana» a la espera de el inicio de operación de ciclos combinados en 30 meses o más. La variabilidad inherente a las energías renovables, como la solar y la eólica, requeriría de sistemas de almacenamiento que permitan estabilizar la oferta energética. Al respecto, Velazco retoma las palabras de Celso Marranzini, quien advirtió: «si no se montan rápidamente baterías para almacenamiento de energía, el sistema podría colapsar», declaración que subraya la urgencia de desarrollar infraestructura adecuada para acompañar la transición hacia una mayor participación de las energías renovables en la matriz energética nacional.

Sin embargo, no todas las modificaciones son vistas con malos ojos por Rafael Velazco. Una recomendación que, según él, debe ser revisada con atención es la que propone que el Plan Energético Nacional, actualmente responsabilidad de la CNE, pase a ser gestionado por el MEM. Velazco considera que esta transición podría ser positiva, siempre y cuando el MEM se apoye en el Organismo Coordinador para la elaboración del plan.

«Si esto prospera, el MEM para fines de realizar el Plan Energético Nacional se debería apoyar en el OC para el suministro de la información técnica necesaria», declarando que apoyarse en entidades con experiencia le darían mayor credibilidad y solidez técnica necesarias para esta tarea.

La entrada Análisis y recomendaciones para enfrentar el desafío energético en República Dominicana se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

El gobierno de Santa Cruz llamó al sector privado a invertir en renovables e hidrógeno verde

El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, llamó al sector privado a invertir en nuevos proyectos destinados a la producción de energías renovables, hidrógeno verde y sus derivados en la provincia. 

La provincia ya se conformaba con la renta de la industria hidrocarburífera y gasífera, a la par que mira con buenos ojos la formación Palermo Aike a partir de un proyecto exploratorio encarado por CGC e YPF, pero el mandatario provincial remarcó la importancia de aprovechar aprovechar todos los recursos naturales en el camino de la transición energética. 

“Tanto el petróleo, el gas, el oro y la plata son recursos no renovables, pero tenemos el hidrógeno verde, uno de los recursos más abundantes del mundo. Y por las características de la región, tenemos la gran oportunidad de ser primeros productores de H2V”, mencionó. 

“Quizás por falta de proyección, no animarnos, no querer dar ese paso o ser conformistas, no le dimos la importancia y valor que deberíamos haberle dado a esa actividad. Tuvimos algunos primeros pasos, iniciativas con ciertos límites, pero ahora es el momento”, agregó ante embajadores, legisladores nacionales, representantes del sector empresarial durante el Foro Hidrógeno Verde: Condiciones para su Desarrollo. 

Bajo esa misma línea, vaticinó que el gobierno prepara las condiciones para que lleguen más inversiones en la materia y en la infraestructura correspondiente, principalmente a través del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), por lo que Santa Cruz no debiera aislarse de esa posibilidad, sino más bien recuperar la confianza del sector que puede capitalizar los proyectos.  

Y cabe recordar que, meses atrás, el secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, confirmó que el Poder Ejecutivo enviará al Congreso un nuevo proyecto de ley de hidrógeno, vinculado a normas técnicas, esquemas de certificación y blending, a la par que revisarán la Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del H2 (lanzada por el gobierno anterior) tras la aprobación de la Ley de Bases. 

De acuerdo a la información compartida por el titular de la cartera energética nacional, el nuevo proyecto de ley se presentaría en el mes de septiembre, mientras que la actualización de la estrategia se daría en noviembre del corriente año. 

Mientras que Claudio Vidal complementó que “este es el momento de recapacitar, animarse y dar el gran paso” en renovables e hidrógeno verde, ante la “difícil situación económica” que atraviesa el país y de la propia Santa Cruz, donde un gran porcentaje de la recaudación provincial depende de actividades no renovables. 

“Estamos preparados para producir, recuperar la cultura de trabajo y convencidos de que fortalecer la economía será en base a la producción. Es por eso que le queremos pedir una oportunidad al sector empresarial”, manifestó en el evento organizado por la provincia de Santa Cruz y la PlataformaH2 Argentina. 

“Somos una provincia muy rica en cuanto a recursos y debemos lograr que todas las actividades convivan. Durante muchos años, el productor afortunado que tenía la posibilidad de que en su campo se extraiga oro, plata, petróleo o gas, dejaba la ganadería de lado y por ende descuidamos actividades por priorizar. Pero ahora podremos lograr que las actividades convivan, como por ejemplo que en los yacimientos petroleros y gasíferos podamos tener distintas actividades verdes que fortalezcan la economía”, concluyó.

La entrada El gobierno de Santa Cruz llamó al sector privado a invertir en renovables e hidrógeno verde se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

RE100: Climate Group realiza un mapeo de stakeholders en la región para sellar nuevas alianzas pro renovables

RE100, iniciativa de Climate Group, ha tomado el liderazgo de reunir a empresas comprometidas con abastecerse exclusivamente con energía renovable. Con más de 430 empresas globales ya alineadas, el enfoque ahora se dirige a Latinoamérica, una región rica en recursos naturales y cada vez más consciente de la importancia de acelerar el cambio hacia redes de carbono cero.

Mónica Mata Ortega, Senior Program Manager Latin America de Climate Group, explica que RE100 surgió para mostrar que el sector privado también una ambición de liderar en la lucha contra el cambio climático. Por lo que, desde el comienzo, la iniciativa ha buscado comprometer a las empresas con objetivos ambiciosos y apoyar a aquellas que enfrentan barreras para alcanzarlos.

El reto ahora es incrementar la participación de empresas latinoamericanas. Aunque multinacionales como Bimbo, con presencia en varios países de la región, ya son parte de RE100, el objetivo es sumar más miembros locales. Mata destaca que América Latina tiene un gran potencial y una abundancia de recursos naturales, lo que refuerza la importancia de que la región tenga una voz fuerte en el escenario global.

«Lo que estamos intentando hacer, y esto es un nuevo esfuerzo de RE100, es empezar a reclutar más miembros que sean latinoamericanos porque en sí la región tiene mucho potencial para demostrar que esa ambición no solo viene de las multinacionales, sino que en nuestra región también existe la ambición y el interés», comentó Mónica Mata Ortega en conversación con Energía Estratégica.

Además de reclutar nuevos miembros, la promotora de RE100 señaló que buscan forjar alianzas estratégicas en la región. Entre distintos perfiles de stakerholders, están interesados en colaborar con ONGs y asociaciones locales, reconociendo que su conocimiento del contexto es clave para implementar la iniciativa de manera efectiva.

De hecho, en el pasado mes de agosto realizaron el lanzamiento del programa RE100 en Argentina junto a la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), en vistas de explorar sinergias que potencien el desarrollo del sector renovable local (ver más).

RE100 va por más y, según reveló Mónica Mata a este medio, ya están realizando un mapeo de próximos aliados en otros países como puede ser México y Brasil, que están bajo consideración debido a su potencial para impulsar la transición hacia energías renovables.

«Queremos empezar a formar nuevas alianzas y estamos viendo ahora, que ya formamos esta primera alianza en Argentina, si hacemos lo mismo en México. Estamos haciendo un mapeo y un análisis de cuál en América Latina debe ser el siguiente mercado», declaró la Senior Program Manager Latin America de Climate Group.

De esta manera, RE100 está en plena expansión en la región, no solo en su búsqueda de nuevos miembros, sino que también a través de alianzas estratégicas para fortalecer la voz de la región en el debate global sobre la cobertura de los consumos eléctricos con 100% energía renovable.

El papel de las políticas públicas en la transición energética

El compromiso del sector privado es importante, pero la voluntad política es esencial para crear un entorno propicio para apostar a electricidad 100% renovable. Es por ello que, a través de explorar sinergias entre ambos sectores, RE100 espera no solo demostrar la ambición del sector privado, sino también incentivar a los gobiernos a facilitar la transición hacia un futuro más sostenible.

«La voluntad política manda la señalización para el cambio necesario», afirmó Mónica Mata Ortega, Senior Program Manager Latin America de Climate Group.

Siguiendo su análisis, consideró que sin el apoyo y la dirección de las políticas públicas, las iniciativas privadas pueden encontrarse limitadas en su impacto. Es por eso que RE100 alienta una colaboración más estrecha entre el sector privado y el público, donde nuevos programas de gobierno, medidas de incentivo y regulación puedan eliminar barreras actuales para inversiones carbono cero de largo plazo.

La entrada RE100: Climate Group realiza un mapeo de stakeholders en la región para sellar nuevas alianzas pro renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Honduras propone «una transición energética verde pero inclusiva» en el mercado regional

En la última sesión de la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE), celebrada el pasado 30 de agosto de 2024, Erick Tejada Carbajal, secretario de gobierno en el Despacho de Energía, expuso una serie de puntos que Honduras considera prioritarios para el desarrollo de la integración energética en Centroamérica.

Entre los principales, el referente de la cartera energética hondureña compartió su preocupación por la lentitud en la adaptación del sector al cambio climático y subrayó la necesidad de reformar el mercado eléctrico regional para hacerlo más equitativo y accesible.

«Ha habido una evolución lenta de la regulación regional para prevenir los efectos devastadores del cambio climático y sus poderosas secuelas en nuestros países», advirtió como primer punto enumerado en una publicación de la red social X.

Esta declaración resuena en toda la región, donde los impactos del cambio climático, como las sequías y las tormentas intensas, están afectando gravemente la capacidad de generación de energía. Ante esta situación, Honduras propone una mayor flexibilidad en el transporte de energía entre los países centroamericanos, lo que permitiría una respuesta más eficiente a las fluctuaciones en la oferta y demanda de energía.

Ahora bien un punto controvertido planteado por Tejada Carbajal es abordar la «preeminencia total y absoluta de los mercados y grupos económicos específicos que venden energía en la región». Este dominio que acusa el funcionario hondureño no solo limita la participación de diversidad de actores, sino que también amenazaría el interés común de los Estados miembros. De allí que Honduras abogue por un enfoque más inclusivo que permita la entrada de nuevos actores en el mercado, promoviendo así una mayor competencia y diversificación.

En línea con esta visión, Honduras ha estado avanzando en su propia reforma energética a nivel nacional. La «Ley especial para garantizar el servicio de energía eléctrica como bien público de seguridad nacional y un derecho humano de naturaleza económica y social», promulgada recientemente, es un reflejo de esta perspectiva.

Durante los primeros 100 días del gobierno, se llevaron a cabo renegociaciones de contratos que generaron tensiones con algunas generadoras locales, pero que se sostuvieron bajo el argumento de corregir desequilibrios en el mercado eléctrico.

A medida que la gestión de Tejada Carbajal como titular de la Secretaría de Energía y de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), el gobierno ha enviado señales claras a los inversionistas sobre su intención de llevar a cabo una licitación de largo plazo para contratar 1500 MW, con el anuncio de que al menos el 65% de esta nueva energía provendría de fuentes renovables.

La respuesta de la iniciativa privada ha sido positiva en los últimos días, ya que la propuesta de Honduras es cada vez más clara en la voz de sus autoridades que aseguran que no buscan garantizar el suministro interno de una manera sostenible.

«Debemos movernos a una transición energética verde pero inclusiva, flexibilizar el transporte de energía en la región y colaborar juntos en tiempos de sequía y escasez de energía para que ésta, le llegue a la mayoría de gente de nuestros países aún en períodos críticos», afirmó Tejada.

Este llamado a la colaboración regional se basa en la premisa de que solo a través de un esfuerzo conjunto será posible garantizar un suministro energético estable y sostenible para toda Centroamérica. Un suministro que podrá tener una mayor participación de energías renovables a precios competitivos.

La entrada Honduras propone «una transición energética verde pero inclusiva» en el mercado regional se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Sungrow celebra hito de 20 GW y presenta soluciones vanguardistas en energía solar, almacenamiento y carga de vehículos eléctricos

Sungrow, el proveedor líder mundial de inversores fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento de energía, presentó sus más recientes innovaciones en energía solar, almacenamiento y carga de vehículos eléctricos en Intersolar South America, celebrada del 27 al 29 de agosto de 2024.

Durante la exposición, Sungrow anunció el logro de un hito significativo de 20 GW en pedidos acumulados de inversores contratados en toda América Latina, lo que remarca su compromiso con los esfuerzos de descarbonización de esta región.

Contribuir a un continente más sostenible

Con políticas de apoyo, inversiones crecientes y avances tecnológicos, América Latina está en camino a convertirse en una potencia en la transición mundial hacia las energías limpias. Sungrow está en la cúspide de esta transformación, liderando el mercado solar local con 20 GW de pedidos de inversores contratados.

«Alcanzar el hito de los 20 GW marca un logro significativo en el impulso de este dinámico mercado. Esperamos asociarnos con más partes interesadas para demostrar un liderazgo climático excepcional en los próximos años, desempeñando un papel crucial en la transición de las energías renovables locales», comentó Ada Li, Vicepresidenta de Sungrow Americas.

Presentación de la nueva solución residencial con microinversores para una vida ecológica

Sungrow ofrece una amplia gama de inversores fotovoltaicos monofásicos y trifásicos para el mercado residencial, incluidas las series RS-L y RT-P2. Los inversores residenciales están equipados con el interruptor de circuito de fallo de arco integrado (AFCI, por sus siglas en inglés), cumpliendo con todos los códigos y normas de seguridad actuales exigidos en el mercado brasileño.

El nuevo microinversor de Sungrow, el S2000S-SA, con una potencia nominal de 2 kW, presenta un innovador diseño térmico que mantiene la potencia nominal a temperaturas de hasta 50 grados centígrados. Con eficientes accesorios de enchufar y usar, el microinversor reduce el tiempo de instalación para un despliegue más rápido y minimiza el tiempo de inactividad. La tecnología Wi-Fi de amplio alcance, mejora significativamente la velocidad de comunicación, mientras que el control y la supervisión a nivel de módulo proporcionan la máxima precisión y rendimiento.

Ampliación de la cartera de productos para el mercado comercial e industrial de Brasil

Atendiendo al mercado de la microgeneración solar trifásica a 220 V (capacidad ≤75 kVA), Sungrow ha presentado sus últimos inversores comerciales: las series SG12/20/25-P2-LV y SG75CX-LV.

En esta serie destaca el SG75CX-LV, con una potencia nominal de 75 kW. El producto presenta una elevada corriente de funcionamiento por seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT, por sus siglas en inglés) y es compatible con módulos fotovoltaicos de mayor formato que superan los 600 W. El producto cuenta con un índice de protección IP66 y un índice de anticorrosión C5, lo que garantiza una durabilidad excepcional en entornos difíciles, limita la entrada de agentes sólidos y líquidos, permitiéndole estar protegido en exteriores. Además, el AFCI y la protección contra sobretensiones CC/CA proporcionan una mayor seguridad y fiabilidad, protegiendo el sistema contra fallos eléctricos y sobretensiones.

Fortalecimiento de la contribución del mercado fotovoltaico a escala comercial

Sungrow ha sido una fuerza dominante en el mercado fotovoltaico a escala de servicios públicos de América Latina durante años, ofreciendo soluciones emblemáticas como el inversor modular 1+X y soluciones de inversores de cadenas de 1500 V. El nuevo SG250HX-20, un inversor de 250 kW, está equipado con protección de CC activa para mejorar la seguridad de la instalación. Es compatible con todo tipo de módulos y proporciona una identificación precisa de fallos de CC y detección de terminales anómalos.

A medida que el mercado de vehículos eléctricos (VE) de América Latina experimenta un rápido crecimiento, Sungrow presentó sus cargadores de VE, incluidas soluciones de CC de 180 kW y 30 kW y soluciones de CA de 22 kW, para satisfacer la creciente demanda local.

Además de soluciones fotovoltaicas y para vehículos eléctricos, Sungrow también ofrece sistemas de almacenamiento de energía para hacer frente a la volatilidad y la intermitencia de las energías renovables. En la exposición se presentó el último sistema de almacenamiento de energía refrigerado por líquido, el PowerTitan 2.0. Como contribuyente enfocado al desarrollo del almacenamiento de energía en América Latina, Sungrow anunció recientemente que proveerá la mayor planta de almacenamiento de energía autónoma del continente, un proyecto emblemático de 200 MW/880 MWh. Se trata de un sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS, por sus siglas en inglés) llamado BESS Sol del Desierto, mejorando la confiabilidad energética regional y comprometiéndose a alcanzar el objetivo de la descarbonización local.

Desde su presentación en 2017 en el mercado latinoamericano, Sungrow se ha elevado muy por encima del estándar de la industria con un equipo profesional que cubre el soporte técnico, las ventas y el servicio en todo el continente. La empresa cuenta con el mayor centro de servicios para inversores y equipos de almacenamiento de energía de América Latina, satisfaciendo las diversas demandas locales con servicios más receptivos y profesionales. Entre los proyectos más destacados figuran una central de 841 MW en Brasil, el proyecto fotovoltaico Coya de 181,25 MW y el proyecto BESS Coya de 638 MWh en Chile.

Acerca de Sungrow

Sungrow Power Supply Co., Ltd. («Sungrow») es un proveedor líder mundial de inversores fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento de energía (ESS, por sus siglas en inglés) con más de 605 GW de convertidores electrónicos de potencia instalados en todo el mundo a junio de 2024.

Fundada en 1997 por el profesor universitario Cao Renxian, Sungrow es líder en investigación y desarrollo de inversores solares con el mayor equipo de I+D del sector y una amplia cartera de productos que ofrece soluciones de inversores fotovoltaicos y ESS para aplicaciones a gran escala, comerciales e industriales y residenciales, así como soluciones de plantas fotovoltaicas flotantes reconocidas internacionalmente, soluciones de conducción de vehículos de nueva energía (NEV, por sus siglas en inglés), soluciones de carga de vehículos eléctricos y sistemas de producción de hidrógeno renovable.

Con una sólida trayectoria de 27 años en el sector fotovoltaico, los productos de Sungrow suministran energía a más de 170 países de todo el mundo.

La entrada Sungrow celebra hito de 20 GW y presenta soluciones vanguardistas en energía solar, almacenamiento y carga de vehículos eléctricos se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Candidatos a la gobernación de Puerto Rico: coincidencias y divergencias sobre el futuro energético

El próximo 5 de noviembre será un día clave para Puerto Rico: se llevarán a cabo las elecciones presidenciales de Estados Unidos y las elecciones generales locales para el cuatrienio 2025-2029 en las que se definirá al nuevo gobernador de Puerto Rico, al comisionado residente, la Cámara de Representantes, el Senado y los alcaldes de los 78 municipios.

Cinco son los candidatos que se impusieron en las primaras para aspirar a la gobernación: Javier Jiménez (Proyecto Dignidad – PD), Jesús Manuel Ortiz (Partido Popular Democrático – PPD), Jennifer González Colón (Partido Nuevo Progresista – PNP) y Juan Dalmau Ramírez (Partido Independentista Puertorriqueño – PIP- y Alianza País junto al Movimiento Victoria Ciudadana) sobre este último, vale la aclaración que se acordó que se impondrá sobre un quinto candidato “de agua”, Javier Córdova Iturregui (Movimiento Victoria Ciudadana – MVC).

Los cuatro en campaña si bien aún no han socializado un programa de gobierno qué implementar si ganasen las elecciones, sí se han pronunciado en el último mes respecto a distintos temas de interés como el sector energético.

De acuerdo con Ramón Luis Nieves, director ejecutivo de Justicia Energética Puerto Rico, los aspirantes a la gobernación han coincidido en impulsar el desarrollo de energías renovables pero han discrepado sobre los contratos de privatización del sistema energético.

“Hay un consenso a favor de las energías renovables. Me parece que los cuatro candidatos sí favorecen la transición a energía renovable. Ahora, sin embargo, quizás el debate más importante es qué hacer con los contratos de privatización del sistema”, observó Ramón Luis Nieves.

Desde la óptica del referente consultado, la discusión pública está anclada en la crisis de interrupción del servicio, de apagones, y eso ha hecho de que los cuatro candidatos se hayan pronunciado sobre qué hacer con el contrato particularmente de la empresa Luma, que es la empresa que controla distribución, transmisión y servicios clientes en Puerto Rico, y, en menor grado Genera.

“Sobre el debate principal de qué hacer con los contratos de priorización y los cuatro candidatos ya han asumido postura al respecto, diferenciándose”, indicó Nieves.

Mientras que, Jesús Manuel Ortiz y Juan Dalmau apuntan a la cancelación de contratos con estas empresas, Jenniffer González defiende la figura de un «zar de energía» similar a la postura planteada por Javier Jiménez para fiscalizar a Luma y Genera en el cumplimiento de sus obligaciones.

Energías renovables e influencia federal 

Una prioridad que deberán atender los candidatos es su relación con la administración de gobierno federal que también será elegida el 5 de noviembre. Y si bien hay cinco candidatos por los partidos Demócrata, Republicano, Libertario, Verde e Independiente, Kamala Harris (Demócrata) y Donald Trump (Republicano) lideran las encuestas en la contienda que se definirá por el Colegio Electoral.

En el sector energético las diferencias entre uno y otro candidato a la presidencia de Estados Unidos son evidentes, de acuerdo al análisis del director ejecutivo de Justicia Energética Puerto Rico:

“Mi visión de una administración que sea presidida por Donald Trump es que esa administración podría cuestionar seriamente la falta de utilización efectiva de los fondos del gobierno de Estados Unidos en la reconstrucción de la red eléctrica, por ejemplo y además cuestionar su apoyo exclusivo a proyectos de energías renovables en Estados Unidos y obviamente en Puerto Rico.

Por otra parte, Kamala Harris si bien estaría alineada a impulsar alternativas sostenibles, dependiendo a quién nombre en el Departamento de Energía Federal, podría alterar el énfasis claro que ha tenido la administración Biden-Harris en cuanto a la transición a energía renovable”.

Así como indicó el especialista a nivel federal, “el enfasis” en la apuesta por energías renovables a nivel local podría variar de acuerdo a los temas que tenga en agenda cada candidato.

“Y yo creo que aquí en Puerto Rico, cualquiera de los candidatos o candidata que gane a la gobernación como tal va a continuar con algún tipo de compromiso con la transición a renovables. Pero va a haber distintos énfasis en cuanto a eso, por ejemplo, en el caso de Jennifer González aunque sí favorece a la energía renovable, y de hecho ha hecho expresiones para apoyar el reclamo de que la Junta de Control Fiscal de Puerto Rico no elimine o minimice los beneficios de la ley de medición neta, ella ha hecho expresiones en apoyo de lo que llama “diversificación de combustibles” que se puede traducir en que está bien que exista renovable, pero es la postura que favorece también la integración de cada vez más gas natural al sistema de generación de energía en Puerto Rico”, concluyó Ramón Luis Nieves, director ejecutivo de Justicia Energética Puerto Rico.

La entrada Candidatos a la gobernación de Puerto Rico: coincidencias y divergencias sobre el futuro energético se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Integración regional y más renovables: Los focos de la política pública para el futuro de la transición energética en el MERCOSUR

Ayer se realizó el seminario internacional virtual titulado “El Futuro de la Transición Energética en el MERCOSUR”, donde mujeres líderes de la región disertaron sobre los retos, oportunidades y tendencias actuales y que se avecinan para avanzar hacia una matriz más limpia, sostenible y equitativa. 

El seminario co-organizado por la Asociación Uruguaya de Mujeres en Energía, la Asociación Argentina de Mujeres en Energías Sostenibles y el portal de noticias Energía Estratégica, contó con un panel de debate dedicado a las políticas públicas y su influencia en el futuro energético de la región

Veronica Geese, secretaria de Energía de la provincia de Santa Fe, Blanca Palumbo, consejera en Coordinador Eléctrico Nacional de Chile, María Antonia Gwynn, co-chair de LATAM del World Energy Council, y Carmen Sanches, subsecretaria de Innovación y Transición Energética de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica de Brasil, analizaron las perspectivas venideras y dieron a conocer las medidas en las que están trabajando en la materia. 

Es por ello que durante el evento se hizo hincapié en la importancia de avanzar en distintas tecnologías quer permitan descarbonizar el MERCOSUR, ya sea desde el lado de la generación distribuida como a gran escala, así como también la importancia de contar con alianzas internacionales estratégicas para la integración regional y el avance de nuevos proyectos.

“Nos enfocamos en la descarbonización y la sustentabilidad, principalmente del transporte y la industria, adoptando tecnologías más limpias. Es decir, vestigios positivos para avanzar en innovaciones tecnológicas como pilar central. 

“Debemos alinear el desarrollo de infraestructuras con las inversiones en generación renovable. Los países se pueden beneficiar, como por ejemplo con las interconexiones eléctricas, analizando cómo potenciar las existentes para mayores intercambios o qué más se necesita para posibilitar el tránsito de energía entre dos países a través de un tercero. O mismo armonizando normas institucionales y marcos legales que ayuden a superar los obstáculos”, señaló María Antonia Gwynn

“Hay vestigios positivos para avanzar en innovaciones tecnológicas como pilares centrales. Y si bien a nivel regional hay complejidades a superar, como por las regulaciones de cada país, las medidas de mercado y por tanto debemos tomar recaudos, espero que se puede desenvolver la colaboración internacional para un mercado regional con más fuentes de generación”, añadió Carmen Sanches.

“Se requiere trabajar en conjunto para habilitar la complementariedad entre los sistemas energéticos, que éstos cumplan con el cuidado del medio ambiente, eviten costos innecesarios y ayuden al comercio en la región”, complementó Emaldi. 

De igual manera, desde el Coordinador Eléctrico Nacional de Chile reflejaron la importancia de contar con tecnologías tanto a nivel nacional como regional para brindar más estabilidad a la red ante la riqueza de insumos ERNC, como por ejemplo a través de condensadores síncronos.

Incluso, el propio CEN de Chile realizó la primera licitación pública internacional para la construcción y explotación de Servicios Complementarios de Control de Tensión (SSCC) por aportes de potencia de cortocircuito, donde finalmente adjudicó cinco proyectos de las empresas Alupar, Engie y Transelec; mientras que la prestación del servicio comenzará a durante el año 2027 y se remunerará por una anualidad durante 25 años. 

“Ello permitirá integrar más energía renovables en el norte del país, bajar costos y no tener centrales térmicas a carbón funcionando durante el día. Es decir que siempre buscamos cómo mejorar los procesos y trasladar la generación de proyectos ERNC”, afirmó Blanca Palumbo.

Mientras que por el lado de la provincia de Santa Fe, su secretaria de Energía reconoció que los grandes focos están puestos en la adopción de más generación distribuida y el avance de las bioenergías que contribuyan a la generación de la cadena de valor local. 

“Tratamos de escalar en generación distribuida, por el momento fotovoltaica, a través del Programa Prosumidores 4.0, para que ese ecosistema se desarrolle localmente en la provincia y de tal modo que tenemos la misión de llegar al 2025 con 12 MW de capacidad instalada en GD. Creemos que se llegará gracias a la recomposición tarifaria, la baja del impuesto país y que el sector productivo tome la iniciativa para ir hacia instalaciones de más de 100 kW de potencia”, vaticinó Verónica Geese.

“Además, hay mucho que trabajar en biometano y para eso estamos desarrollando una red de gasoductos troncales en zonas donde contamos con la biomasa necesaria. Es el camino al cual debe ir Santa Fe”, agregó. 

La entrada Integración regional y más renovables: Los focos de la política pública para el futuro de la transición energética en el MERCOSUR se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

AUREN, ARPEL, YPF Luz y Pacific Hydro solicitan marcos regulatorios claros para la transición energética en MERCOSUR

Ayer se llevó a cabo con éxito el seminario internacional «El Futuro de la Transición Energética en el MERCOSUR», co-organizado por la Asociación Uruguaya de Mujeres en Energía, la Asociación Argentina de Mujeres en Energías Sostenibles y el portal de noticias Energía Estratégica.

Allí, especialistas regionales debatieron las tendencias, desafíos y oportunidades que enfrenta la región en su camino hacia una transición energética más sostenible y equitativa.

En este marco, el primer panel de debate titulado “Empresas y prospectiva de la transición energética” estuvo encabezado por 4 ponentes de primer nivel: Mariana Iribarne, gerente de Relaciones Institucionales y Sostenibilidad de YPF Luz; Gisele Astorga Viveros, directora Corporativa de Relaciones con los Clientes de AUREN Energía; Susana Muñoz Espinoza,  gerente de Asuntos Públicos de Pacific Hydro e Irene Alfaro, directora Gerente de ARPEL.

Cada una de ellas, brindó su visión sobre los requisitos necesarios para contribuir a la transición energética dentro de los países del MERCOSUR.

La primera en exponer fue Iribarne quien señaló: “Argentina tiene una oportunidad muy fuerte de continuar ampliando su red y su capacidad instalada de renovables con un fuerte enfoque en la minería sustentable. Tenemos el desafío de fortalecer la infraestructura de transmisión como pasa en muchos países de la región y deberemos trabajar fuerte en ello”

Según la vocera de YPF Luz en Argentina la energía renovable se ha vuelto competitiva con el sinceramiento de tarifas y el “Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones» (RIGI). Además, augura nuevos cambios regulatorios que derivarán en la incorporación masiva de energía renovable. 

“Hay que prepararse para un escenario muy competitivo donde tendremos que traer ofertas de digitalización e innovación para que el cliente tenga energía confiable. Esto comprueba que la seguridad jurídica y regulatoria para proyectos de largo plazo es super necesaria ya que abre nuevas oportunidades a inversiones de transmisión”, argumentó.

En sintonía con esa visión, Susana Muñoz Espinoza, Gerente de Asuntos Públicos de Pacific Hydro, proveedora de soluciones de energía limpia a nivel global con fuerte presencia en Chile, coincide: “Se necesita un marco concreto de acción que no cambie las reglas de juego constantemente y vemos la voluntad del gobierno chileno por concretarlo”. 

También solicitó mecanismos financieros que incentiven ciertas inversiones renovables y la creación de mercado eléctrico integrado entre los países del Mercosur que optimice el uso de los energéticos renovables e impulse la confianza de los inversores. 

De esta forma, advirtió que a nivel país se están debatiendo cambios y esquemas regulatorios para que la transición energética se de la forma más justa posible.

“Chile tiene muchas ventajas que capturaron el interés de inversionistas internacionales. Los proyectos de almacenamiento como complemento de la energía solar están creciendo bastante y esperamos que esta tendencia continúe. En línea con este crecimiento, Pacific Hydro apuesta a triplicar su capacidad instalada en el país para el 2028”, reveló.

Por su parte, Gisele Astorga Viveros, directora Corporativa de Relaciones con los Clientes de AUREN Energía, una de las plataformas de comercio de energía renovable más grandes de Brasil habló del rol dominante que tienen en el país y su objetivos de expansión a otros países.

Auren es una generadora 100% renovable con una cartera consolidada de stakeholders interesados en invertir en Brasil. Estamos en un proceso de fusión con AES y tenemos una capacidad instalada de 8.8 GW en generación hidroeléctrica, eólica y solar, entre otras”, destacó.

En este sentido, explicó que Brasil tiene la matriz energética más limpia de Latam y el objetivo es mantener esta virtud. Con la innovación en su ADN, Auren busca ayudar a sus clientes con sus metas de descarbonización.

Según la ejecutiva en sus plataformas de comercialización, existe un potencial en el mercado brasileño de más de 165 mil unidades de consumo que podrán migrar al mercado libre y escoger su energía renovable. 

“Esta apertura del mercado trae mucha competitividad y muchos comercializadores preparados. No obstante, el gran desafío de llevar estas plataformas de comercialización a otros países de Mercosur es que las reglas tienen que ser muy claras para dinamizar el mercado de energía”, enfatizó.

Por último, Irene Alfaro, Directora Gerente de ARPEL, asociación sin fines de lucro que nuclea a empresas e instituciones del sector petróleo, gas y energía renovable de América Latina y el Caribe, habló de las claves para avanzar en la diversificación de la matriz respetando siempre las necesidades locales de cada región.

“La transición energética justa se basa en el derecho al desarrollo sostenible. Debemos abrir el diálogo para impulsar el avance de energías renovables en la región en un entorno de negocios competitivo. Por ello, redactamos documentos en los que destacamos la necesidad de marcos regulatorios competitivos que reduzcan los costos de la transición y sean atractivos para las inversiones”, comenzó.  

Teniendo en cuenta que la demanda de energía primaria en Latam se va a duplicar al 2050, la experta habló de la necesidad de estar preparados para hacer frente a esas proyecciones.

“Para contribuir a la transición energética es esencial construir progresivamente ecosistemas de innovación basados en 4 pilares: la renovabilidad, la eficiencia energética, la seguridad y la resiliencia. En estos deben converger con políticas públicas y marcos regulatorios claros para estimular las inversiones, con especial atención a los costos de la energía y la protección a las poblaciones vulnerables”. 

Para ello, concluyó que la optimización de los recursos es crítica para los países emergentes sobre todo teniendo en cuenta las debilidades de infraestructura existentes.

La entrada AUREN, ARPEL, YPF Luz y Pacific Hydro solicitan marcos regulatorios claros para la transición energética en MERCOSUR se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Hitachi Energy prevé que la demanda eléctrica de Data Centers crezca a más de 1500 MW de capacidad en México

México se está consolidando como un epicentro estratégico para la industria de los centros de datos, impulsado por su cercanía con Estados Unidos y Canadá, así como por el rápido crecimiento de la economía digital en la región.

Según Javier Nova, líder del Segmento Industrial – Data Centers y eMobility en Hitachi Energy, se prevé que para 2027, la demanda energética de estos centros requiera ser cubierta por 1500 MW de capacidad, una cifra que podría ser aún mayor considerando factores emergentes como la inteligencia artificial y la entrada de operadores de hiperescala en el país.

En una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, el vocero de Hitachi Energy introdujo porqué el mercado de Data Centers en México está en pleno crecimiento.

«El mercado está muy activo, está evolucionando. Varias empresas internacionales están llegando a México. Otras, las que mantenían operaciones desde hace unos años, se han ampliado y están construyendo nuevos centros de datos», comentó.

La previsión de 1500 MW para 2027, según Nova, proviene de estimaciones de la Asociación Mexicana de Data Centers (MEXDC), que agrupa a los principales operadores de centros de datos en el país. Sin embargo, el experto en Data Centers y eMobility advierte que esta cifra podría subestimar la verdadera demanda energética futura.

Javier Nova, líder del Segmento Industrial – Data Centers y eMobility en Hitachi Energy

«Es un número conservador, hay operadores de centros de datos que no pertenecen a esta asociación y son los operadores de hiperescala que han anunciado megainversiones principalmente en el estado de Querétaro en los siguientes años», explicó, anticipando que la llegada de estos grandes operadores, junto con el auge de tecnologías como la inteligencia artificial, podría elevar significativamente la demanda de energía.

En cuanto a cómo se podría cubrir esta creciente necesidad energética, Nova destacó el potencial de las energías renovables y el almacenamiento de energía como soluciones clave.

«La mayor parte de esta energía tiene que ser suministrada por la empresa eléctrica del país. Sin embargo, estas empresas de centros de datos, por sus políticas de Salud, Seguridad y Medio Ambiente (HSE), necesitan alimentarse de energías renovables y almacenamiento en baterías», indicó.

Nova subrayó que el mercado de Data Centers está explorando diversas alternativas, incluyendo la energía fotovoltaica, el almacenamiento en baterías y el hidrógeno verde en la búsqueda de un equilibrio que permita alcanzar objetivos de emisiones netas cero.

Un aliado clave con soluciones energéticas para Data Centers 

Hitachi Energy se ha posicionado como un socio estratégico esencial en el mercado mexicano, ofreciendo un portafolio robusto de soluciones que abordan las necesidades actuales y futuras de todo el sector eléctrico.

Según Javier Nova, líder del Segmento Industrial – Data Centers y eMobility en Hitachi Energy, la compañía se enfoca principalmente en la digitalización de las redes eléctricas con opciones a medida de los requerimientos de centros de datos.

“Nuestro portafolio de valor en Data Center se centra en la digitalización de las redes eléctricas. Nosotros, dentro de Hitachi, manejamos sistemas para un manejo inteligente y eficiente a través de la digitalización de las redes eléctricas, desde el punto de interconexión hasta los servidores, así como la integración de fuentes alternativas de energía», señaló Javier Nova.

Otro pilar importante sería el almacenamiento de energía eléctrica, por lo que la empresa ofrece sistemas avanzados de almacenamiento en baterías, que no solo aseguran la continuidad del servicio, sino que también facilitan el mix energético de los centros de datos.

“Nuestro enfoque está en que este sistema de almacenamiento sea un soporte a los operadores de Data Centers para que logren estas iniciativas de integrar energías renovables”, subrayó Nova.

Además de la digitalización y el almacenamiento, Hitachi Energy también está innovando en el área de equipos para subestaciones de alta tensión. Al respecto, el vocero de la empresa aclaró que la mayoría de estos equipos utilizan el gas SF6 como medio aislante y de extinción del arco eléctrico, pero que están desarrollando soluciones que emplean un nuevo gas más amigable con el medio ambiente, reduciendo así el impacto ecológico de las operaciones de alta tensión.

Otro componente del portafolio del referente energético son los transformadores eléctricos, que desempeñan un papel fundamental en la reducción del voltaje de transmisión para que sea adecuado para los servidores, sistemas de aire acondicionado y otros equipos dentro de los Data Centers.

«Los transformadores de Hitachi son de alta eficiencia, lo que además ayuda a reducir las pérdidas», afirmó Nova, subrayando la importancia de estos dispositivos en la optimización energética de los centros de datos.

Aquello no sería todo, Nova mencionó que están trabajando nuevos lanzamientos para el mercado latinoamericano, en especial el mexicano, entre ellos, una solución innovadora que Hitachi Energy está presentando son generadores eléctricos in situ que funcionan con hidrógeno verde. Esta tecnología representa un avance significativo hacia la sostenibilidad, ya que ofrece una alternativa a los generadores tradicionales que operaban con diésel o gas natural.

La entrada Hitachi Energy prevé que la demanda eléctrica de Data Centers crezca a más de 1500 MW de capacidad en México se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Amara NZero propone medidas para dar un salto en generación distribuida en Perú

Como ya había anticipado Energía Estratégica, debido a la considerable baja de los costos de paneles solares el último año, el mercado solar de generación distribuida viene creciendo exponencialmente en Perú y  Amara NZero, proveedor integral para proyectos relacionados con la transición energética, se planteó ambiciosos objetivos en este segmento.

Teniendo en cuenta que se estima un crecimiento de 60 GW en generación distribuida proyectadas para este 2024 en Perú, la compañía se propone liderar el 30% de esa cuota de mercado, convirtiéndose en un aliado estratégico para el sector eléctrico.

A pesar de los ambiciosos objetivos de crecimiento que tiene la compañía en el país, Rolando Garay, Country Manager Perú en  Amara NZero Perú identifica ciertos retos que hay que superar para  dar un salto en dicho segmento, en diálogo con este medio.

“Es complejo definir las reglas completas que nos ayuden a generar la inercia que tiene un mercado maduro de alta inserción de energías renovables (como ya sucede en muchos países del mundo), sin embargo, sería importante ir adquiriendo medidas básicas y directas de implementar que nos ayuden a incentivar el mercado de generación distribuida”, explica.

Y agrega: “Por el momento el mercado de generación distribuida no permite la inyección de energía a la red pública de parte de un sistema de autoconsumo, por lo que no se puede aprovechar siempre el 100% de la energía que se produce. Esto resulta ser una limitante en algunos casos (principalmente en el mercado residencial) quienes aún no terminan de poder acoplar la tecnología”, alerta. 

Para dar respuesta a estas barreras, Garay sugiere replicar modelos de pares latinoamericanos para aplicar medidas de ágil implementación que ayuden a incentivar este segmento.

“Tenemos casos de la región que se pueden usar de ejemplo, como la eliminación de aranceles a los paneles solares, la depreciación acelerada en un sistema fotovoltaico implementado, o que se pueda usar el pago del impuesto de un proyecto solar como escudo fiscal en la declaración de renta de una empresa”, destaca. 

Así mismo, propone adaptar inicialmente un mecanismo de net metering con las concesionarias en las facturas de electricidad para la inyección a red de sistemas de autoconsumo.

Por otro lado, aún sin un reglamento para la generación distribuida, el ejecutivo afirma que el sector comercial e industrial sí se ha encontrado con una interesante oportunidad debido a la creciente subida de los precios de electricidad en el mercado libre. 

“Hay empresas que hoy están firmando PPAs a 60 USD/MWh cuando el costo nivelado de una planta solar ya se encuentra alrededor de los 40 USD/MWh en algunas regiones de buen recurso solar”, concluye.

 

 

La entrada Amara NZero propone medidas para dar un salto en generación distribuida en Perú se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

El gobierno de Chile anunció un nuevo crédito tributario para la instalación de paneles solares en PyMEs

El gobierno de Chile anunció nuevos beneficios para incentivar la generación distribuida en las micro, pequeñas y medianas empresas (MiPyMEs) del país, con el objetivo de suavizar el impacto de las alzas de las tarifas eléctricas. 

A través de un trabajo en conjunto entre el Ministerio de Energía, el Ministerio de Hacienda, el Ministerio de Economía, Fomento y Turismo y , el Poder Ejecutivo permitirá que las MiPyMEs opten por un crédito tributario para instalar sistemas solares. 

«Habrá un apoyo a la inversión para paneles fotovoltaicos que les permita producir energía verde y a bajo costo en sus locales», afirmó el ministro de Economía, Fomento y Turismo de Chile, Nicolás Grau, a través de sus redes sociales. 

“Será un crédito tributario del 25% de la inversión, que irá contra el impuesto de primera categoría, es decir, contra las utilidades. Y en el caso de las micro, pequeñas y medianas empresas que no tengan utilidades, operará en la práctica como una transferencia a la PyMEs”, explicó.

Esto significa que funcionará como una especie de subsidio para el 25% de la inversión; mientras que el 75% restante de la inversión para los sistemas de generación renovable podría ser considerado gasto y contabilizado como depreciación acelerada. 

“Esto implicará un proyecto de ley que esperamos anunciar pronto cuando será su ingreso, que nos permitirá ayudar a las pymes en este tránsito hacia una economía verde, por supuesto reduciendo sus costos, minimizando el impacto de las alzas tarifarias y ayudando a nuestra economía a transitar hacia una economía más verde”, aclaró el funcionario que está en el cargo desde el 2022. 

Esta medida se sumaría a aquella incluída por el Ministerio de Energía en el proyecto de ley para ampliar la cobertura del subsidio eléctrico a 4,7 millones de usuarios, donde se propone habilitar, de forma transitoria, que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) inyecten y retiren energía en el mismo punto de conexión, para comercializarla con las concesionarias de servicio público de distribución que presten servicio en dicha zona. 

Y las distribuidoras podrán traspasar dicho precio a la bolsa de clientes conformada por las MiPyMEs y operadores de servicios sanitarios rurales que cumplan con los requisitos objetivos de focalización. Es decir que, de aprobarse el proyecto de ley, ese tipo de clientes regulados del sector comercial podrán comprar energía a los PMGD y así disminuir en aproximadamente un 7% del precio de la energía.

Cabe aclarar que la propuesta establece un techo anual de 500 GWh/año de la totalidad de inyecciones PMGD que podrían ser destinadas a ese mecanismo y su implementación será por medio de una bolsa de precio preferente, donde las MyPyMEs deberán postularse para acceder a este tipo de mercado. 

Y si bien el tratamiento de este último proyecto de ley mencionado comenzó su tramitación el pasado miércoles, es preciso recordar que la iniciativa es resistida por el sector renovable de Chile dado el posible impacto negativo que podría acarrear (en conjunto con otras medidas del PdL), a tal punto que ACERA y ACESOL alertaron defaults financieros y quiebre de proyectos PMGD. 

La entrada El gobierno de Chile anunció un nuevo crédito tributario para la instalación de paneles solares en PyMEs se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Risen Energy Recibe el Sello Top Brand PV 2024 para el mercado brasileño y América Latina

Risen Energy ha sido nuevamente reconocida como una de las principales marcas en el mercado brasileño y latinoamericano de energía solar al recibir el sello Top Brand PV 2024 de EUPD Research durante la Intersolar South America 2024, realizada en el Expo Center Norte, en São Paulo (SP).

Este premio es una prueba del compromiso continuo de la empresa con la excelencia en tecnología e innovación en módulos fotovoltaicos.

El sello para Brasil fue entregado por Daniel Fuchs, vicepresidente de EUPD Research, a Bob Hao, Head de Ventas Global, y Ricardo Marchezini, Country Manager de Risen Energy Brazil, así como a Thiago Canal, Overseas Growth Business Manager, y Vanderleia Ferraz, Gerente de Productos para América Latina.

Este es el segundo año consecutivo que Risen Energy recibe este reconocimiento, consolidando su posición como una marca destacada en la categoría de módulos fotovoltaicos en el mercado brasileño.

EUPD Research es una referencia global con más de dos décadas de experiencia en el análisis del conocimiento de la marca entre instaladores y clientes finales.

La organización realiza investigaciones exhaustivas con distribuidores para evaluar el reconocimiento de la marca, la satisfacción del cliente y sus preferencias de elección. La investigación de este año se llevó a cabo entre enero y febrero de 2024, destacando nuevamente a Risen Energy como una marca líder y de confianza en el mercado.

«Risen Energy sigue invirtiendo fuertemente en Investigación y Desarrollo (I+D) para ofrecer a nuestros clientes productos de alta tecnología y eficiencia», afirma Ricardo Marchezini, Country Manager de Risen Energy Brazil.

Thiago Canal, Overseas Growth Business Manager de Risen, añade: «Este reconocimiento es un testimonio de nuestro compromiso de ofrecer productos de calidad superior y alta eficiencia, atendiendo a las necesidades del mercado solar global».

Para Risen Energy, recibir el sello Top Brand PV 2024 es una reafirmación de su dedicación a liderar el mercado con soluciones innovadoras y sostenibles en energía solar. La gigante china, que es líder mundial en el suministro de la tecnología HJT desde 2019, sigue comprometida en desarrollar tecnologías avanzadas que satisfagan las expectativas de los clientes y promuevan un futuro más sostenible.

La entrada Risen Energy Recibe el Sello Top Brand PV 2024 para el mercado brasileño y América Latina se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

ACERA, ACESOL, H2 Perú y la Agencia de Sostenibilidad expondrán en la cumbre FES Chile

Future Energy Summit (FES) arribará a Chile por tercer año consecutivo con un nuevo mega evento en la ciudad de Santiago y ratificará su rol como plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables de Iberoamérica. 

La cita de FES Chile será los días 27 y 28 de noviembre en el Hotel Intercontinental Santiago (Av. Vitacura 2885, Las Condes), donde se reunirán más de 400 CEOs, referentes de compañías líderes, autoridades de gobierno, inversionistas, desarrolladores de proyectos, tecnólogos, EPCistas, generadoras y gremios del sector, que se verán las caras en el evento que contará con espacios destinados al networking, entrevistas exclusivas y debates significativos junto a grandes players públicos y privados de las renovables de Latinoamérica. 

Dentro del repertorio de especialistas que pasarán por el escenario y acompañarán la cumbre FES Chile, se destaca la presencia de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL), la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 Perú) y la Agencia Sostenibilidad Energética de Chile (AgenciaSE)

ACERA agrupa a más de 150 socios entre desarrolladores, generadores y proveedores de productos y servicios, nacionales y extranjeros, en toda la cadena de valor; por lo que su contribución será clave si se trata del diálogo para fomentar las renovables en el país. 

Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de ACERA, repetirá participación en una cumbre de Future Energy Summit tras lo hecho en la edición 2023, donde remarcó la importancia de brindar claridad sobre el efecto de las renovables en las tarifas y puso foco en los pasos necesarios para alcanzar la descarbonización en los próximos años (ver nota). 

Incluso, dicho gremio recientemente dio a conocer que Chile posee más de 7 GW de proyectos en pruebas y distintas fases de construcción, por lo que la potencia ERNC y de almacenamiento podría superar los 22 GW en los próximos meses si se concretan todas las inversiones, mientras que a 2026 se espera un 56% de participación en la matriz por parte de esas tecnologías.

ACESOL es otra entidad que no puede faltar en la nómina para abordar el impulso a las renovables, dado que engloba a más de 150 entidades del sector solar y que está activamente involucrada tanto con proyectos de capacidades menores hasta la utility scale. 

Bárbara Barbieri Yañez, presidenta de ACESOL (reelecta para el periódo 2024-2026) también repetirá asistencia al evento FES Chile luego de una edición 2023 en la que brindó una ponencia exclusiva donde enfatizó en la necesidad de avanzar en el marco normativo lo más rápido posible para cumplir con las metas de generación renovable y consideró esencial que entre en vigor la «ley de cuotas», la cual busca incrementar el límite de potencia del Net-Billing a 500 kW. 

Asimismo, a lo largo del corriente año, ACESOL – en conjunto con la  Universidad Adolfo Ibáñez – lanzó una plataforma web de análisis de redes de distribución para la integración eficiente de recursos energéticos distribuidos y pidió la continuidad de la certeza regulatoria para proyectos PMGD frente a los cambios planteados por el gobierno (ver nota). 

Por el lado de H2 Perú es una asociación sin fines de lucro fundada a fines del 2020, que genera espacios de interacción para identificar oportunidades; a tal punto que en 2022 presentaron una propuesta de hoja de ruta de hidrógeno verde de dicho país, donde proyectaron más de 12 GW de potencia de electrolizadores y un costo de producción cercano a USD 1 kg H2V al 2050.

H2 Perú tendrá representación en la cumbre de Future Energy Summit a través de su presidente, Daniel Camac, quién recientemente apuntó que “la ley del fomento al H2V en Perú es la más ambiciosa de Latinoamérica”, sumado a que la asociación que preside hizo fuerzas para lograr la modificación de hidrógeno verde que figuraba en el artículo 2 de la Ley N° 31992 (Ley del fomento del hidrogeno verde.

Hecho que culminó con la correcta inclusión del H2V como «aquel obtenido del agua mediante procesos que utilizan como fuente de energía a los recursos energéticos renovables”, lo que significa un hito positivo para el sector de las fuentes no convencionales ya que diversos actores tanto públicos como privados venían reclamando este cambio para cumplir con los estándares a nivel internacional.

Mientras que la Agencia de Sostenibilidad Energética de Chile es una fundación de derecho privado sin fines de lucro, que tiene el objetivo de promover, fortalecer y consolidar el uso eficiente y sostenible de la energía a través de la implementación de iniciativas público-privadas. 

Rosa Riquelme, directora ejecutiva de la AgenciaSE, será otra de las figuras que volverá a decir presente en asistencia en la cumbre de FES Chile, pero en esta oportunidad lo hará en el panel de debate denominado “La apuesta del sector público chileno para una matriz renovable”, considerando que la entidad destacó la importancia del Programa Casa Solar y que en 2024 llamaron a instaladoras a participar del “Programa de Desarrollo de Capacidades en el Sector Financiero Local”, entre otros hitos. 

Por todo ello y más es que las jornadas del 27 y 28 de noviembre de FES Chile serán la cita ideal para debatir y disertar sobre los temas fundamentales para el crecimiento de las tecnologías verdes.

La entrada ACERA, ACESOL, H2 Perú y la Agencia de Sostenibilidad expondrán en la cumbre FES Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Negociado de Energía de Puerto Rico aprueba nuevos contratos de energía solar y almacenamiento

El Negociado de Energía de Puerto Rico aprobó tres nuevos contratos relacionados a proyectos de energía solar y almacenamiento. Estos proyectos, que forman parte del segundo tramo de la Solicitud de Propuestas (RFP), consisten en una central de energía solar fotovoltaica de 20 MW, otra central solar fotovoltaica de 40 MW y un sistema de almacenamiento de energía con baterías de 60 MW (240 MWh o su equivalente).

Aún no es de público conocimiento cuáles son las empresas detrás de estos proyectos. La Resolución y Orden de este lunes 26 de agosto del 2024, identifica a los mismos dentro de los Apéndices A, B y C de la resolución, los cuales serán confidenciales hasta la ejecución de los contratos.

No obstante, el Negociado deja expresamente aclarado que cada uno de estos proyectos ha sido diseñado para integrarse de manera segura y eficiente en la red eléctrica existente, y que el proceso de evaluación incluyó un análisis detallado de los precios propuestos, asegurándose de que fueran competitivos y estuvieran alineados con los estándares de la industria.

La evaluación también consideró los estudios de interconexión presentados por la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE), los cuales demostraron que la integración de la nueva capacidad de generación y almacenamiento no comprometerá la estabilidad ni la confiabilidad de la red eléctrica de Puerto Rico.

El Negociado de Energía enfatizó mediante la Resolución publicada que estos acuerdos están en plena conformidad con el Plan Integrado de Recursos (PIR) aprobado, un elemento clave para asegurar que la expansión de la capacidad de generación renovable se realice de manera ordenada y efectiva.

En este sentido, los términos y condiciones de los contratos fueron escrutados para garantizar que cumplan con los principios de la política pública energética y el PIR, asegurando que la inversión en estos proyectos contribuya a la transición hacia un sistema energético más sostenible y menos dependiente de fuentes de energía contaminantes. Además, el Negociado se aseguró de que las tarifas y condiciones de interconexión sean justas y razonables, protegiendo así el interés público y los recursos financieros del estado.

Confidencialidad y próximos pasos

Es importante insistir que los detalles específicos de los proyectos contenidos en los Apéndices A, B y C de la resolución permanecerán resguardados hasta que los contratos sean ejecutados. Esto se debe a que la AEE ha solicitado un tratamiento confidencial para estos documentos, una solicitud que fue aprobada por el Negociado de Energía después de una revisión detallada de los argumentos presentados y la legislación aplicable. Según la Ley 57-2014, el Negociado tiene la facultad de otorgar tal confidencialidad para proteger información sensible mientras se asegura de que la transparencia y el interés público no se vean indebidamente afectados.

El siguiente paso en este proceso es que la AEE obtenga la aprobación de la Junta de Supervisión y Administración Financiera para Puerto Rico (FOMB/JSAF). Este requisito es esencial antes de que los contratos puedan ser formalmente ejecutados. Sin la aprobación de la FOMB, los contratos podrían ser declarados nulos, lo que subraya la importancia de este paso en el proceso de contratación.

Order Approving Tr 2 Contracts

La entrada Negociado de Energía de Puerto Rico aprueba nuevos contratos de energía solar y almacenamiento se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

BID publicó la convocatoria MDI para la creación del mercado de Cap & Trade en Argentina

El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) lanzó una convocatoria para la presentación de manifestación de interés para el diseño del Cap & Trade en Argentina, con el objetivo de lograr la implementación de un mecanismo de mercado que permita incentivar una determinada reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) al mínimo coste.

La consultoría tiene como objetivo establecer un esquema de límites máximos y comercio robusto en Argentina, evaluando aspectos como diseño del sistema, sectores y GEI cubiertos, asignación de derechos de emisión, sus resultados y cumplimientos.

Mientras que el diseño del marco regulatorio y de mercado deberá incluir análisis comparativos de sistemas internacionales, evaluación de las emisiones actuales y establecimiento de límites de emisiones realistas. 

El presupuesto estimado para esta convocatoria es de USD 100.000.000 y las expresiones de interés se podrán presentar en formato PDF hasta el 6 de septiembre del corriente año a través del Portal de Postores para la Selección y Contratación de Empresas Consultoras para Operaciones Ejecutadas por el BID. 

En tanto que si la propuesta es seleccionada, se invitará a la entidad oferente a negociar un contrato para el diseño del mercado de derechos de emisiones de gases de efecto invernadero en el país. 

Y cabe recordar que Argentina presentó su primera Contribución Determinada a Nivel Nacional (NDC) en 2015, que fue revisada en 2016, y su segunda NDC en 2020, que fue revisada en 2021, comprometiéndose con una meta aún más ambiciosa que la primera: limitar las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) a un nivel un 27% inferior al de la primera NDC previamente comprometida.

“Para cumplir con los compromisos asumidos por nuestro país, es necesario involucrar a los sectores responsables de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) que impactan el clima y la población en general. Para ello, es crucial establecer incentivos económicos claros que indiquen con precisión la dirección en la que avanzar”, sostiene el documento de la convocatoria

Incluso, el mecanismo de Cap & Trade ha sido una premisa planteada en reiteradas oportunidades por la gestión actual; ya sea por el actual secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, durante la campaña electoral presidencial de Javier Milei (ver nota), o mismo por Mariela Beljansky desde que asumió como subsecretaria de Transición y Planeamiento Energético. 

En aquel entonces, Beljansky vaticinó que se asignarían umbrales de derechos de emisión de forma anual y obligatorios, compatibles con cumplir el Acuerdo de París, a cada uno de los sectores y subsectores de la economía.

Con ello se buscará no perjudicar a quienes ya hayan avanzado en la materia, como también dejar que haya un porcentaje sobrante de derechos de emisión de GEI sin asignar para el año próximo, en pos de que puedan aparecer nuevos players en los distintos segmentos de la economía argentina, entre ellos el sector energético.

Mientras que aquellas entidades que deseen participar en un mercado de carbono (diferente al mercado de derechos de emisión que propone el Poder Ejecutivo) y realizar proyectos de bonos de carbono y venderlos en un mercado voluntario, también serán consideradas al momento de que se evalúe el nivel de emisiones de una compañía. 

Asimismo, la subsecretaria de Transición y Planeamiento Energético vaticinó en su momento que podría implicar penalidades para las empresas que no cumplan o superen el umbral que se establezca; aunque en primera instancia habrá derechos de emisión de GEI gratuitos y posteriormente un plazo de tiempo para que una entidad pueda comprarlos en el mercado. 

Pero de continuar el incumplimiento, sí existirá una penalización, a pesar que no sea la intención, sino más bien que la propia señal de precio sea suficiente para que se llegue a un acuerdo en las transacciones económicas entre privados que necesitan comprar derechos de emisión y quienes deseen venderlos.

La entrada BID publicó la convocatoria MDI para la creación del mercado de Cap & Trade en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

La ANLA resuelve Recurso de Reposición a la licencia ambiental de la línea Colectora en La Guajira

La Autoridad Nacional de Licencias Ambientales resolvió el recurso de reposición interpuesto por la sociedad Enlaza Grupo de Energía de Bogotá para el proyecto Línea de Transmisión Asociada a la Conexión Cuestecitas Colectora 1 a 500 kV, localizado en los municipios de Uribia, Manaure Albania y Maicao, en el departamento de La Guajira.

De acuerdo con la licencia otorgada el 12 de junio de 2024, el Grupo de Energía de Bogotá interpuso recurso de reposición, buscando subsanar algunas actividades que se habían negado en la licencia.

El recurso de reposición interpuesto se enfocó principalmente en temas relacionados con el área de la nueva subestación Colectora, las vías de acceso al proyecto, la viabilidad de ciertos sitios de torre y plazas de tendido, el aprovechamiento forestal en la zona de la subestación y la negación del permiso de aprovechamiento forestal sobre la servidumbre, así como en algunas ocupaciones de cauce, la temporalidad de presentación de los programas y fichas del Plan de Manejo Ambiental y del Plan de Seguimiento y Monitoreo, entre otros aspectos; todos los cuales fueron evaluados y, con base en los argumentos presentados, definidos dentro del recurso de reposición.

El proyecto está conformado por dos líneas de transmisión eléctrica paralelas de 500 kV (denominadas como línea A y B), en doble circuito, proyectadas entre la subestación Colectora 500 kV (localizada en el municipio de Uribia) y la subestación Cuestecitas 500 kV (localizada en el municipio de Albania), con una longitud de 114,45 km para la línea A y de 114,06 km para la línea B.

Las líneas de transmisión Cuestecitas – Colectora serán de gran importancia para la transición energética, ya que serán las encargadas de evacuar toda la generación de energía proveniente de los proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) en La Guajira para incorporarla al Sistema de Trasmisión Nacional.

Con este proyecto, ya son 17 las líneas de transmisión viabilizadas ambientalmente por la ANLA desde el 2018.

La entrada La ANLA resuelve Recurso de Reposición a la licencia ambiental de la línea Colectora en La Guajira se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Antaisolar busca duplicar su capacidad instalada a 1 GW en Latam en 2024

Esta semana comenzó Intersolar South America 2024 la feria más grande de la industria de la energía solar de la región, que se llevará adelante hasta el día de hoy en São Paulo, Brasil. Allí, 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, es Antaisolar, compañía global dedicada al desarrollo, fabricación y suministro de estructuras de soporte para paneles solares que si bien fue fundada en Xiamen, China, en 2006, también tiene presencia en mercados estratégicos de América del Norte, Europa y América Latina.

En el marco de la feria, Marcelo Pes, Country Manager Brazil de Antaisolar, participó del ciclo «Protagonistas» de Energía Estratégica, donde reveló los objetivos de crecimiento que tienen previstos para la región latinoamericana.

“Para 2024, Antaisolar tiene expectativas ambiciosas en términos de expansión en América Latina, particularmente en proyectos de montaje en suelo Fix y Tracker. Tenemos actualmente más de 500 MW instalados y buscamos alcanzar el hito de nuestro primer GW en la región para fines de este año”, señaló.

Y agregó: “Apuntamos a instalar cientos de megavatios concentrándose en proyectos de gran escala (utility-scale) en países como Brasil y Chile, donde el crecimiento del sector es más robusto y en segundo plano en Argentina y Colombia”.

De acuerdo al experto, en particular, Brasil ha emergido como un líder en la región, porque se han implementado marcos regulatorios que facilitan la instalación de sistemas de generación distribuida y proyectos de gran escala.

“La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), ha lanzado resoluciones que han incentivado a consumidores y empresas a invertir en energía solar para reducir sus costos energéticos y mejorar su sostenibilidad a través de exenciones fiscales. Estas políticas públicas han consolidado al país como el más grande y dinámico de energía solar en América Latina.”

Soluciones más demandadas

Según el ejecutivo, en Latam, la compañía está bien posicionada para capturar una porción importante de esos mercados en crecimiento, dado su enfoque en soluciones de alta eficiencia adaptadas a las condiciones locales.

En línea con esos objetivos, Pes destaca que una de los principales productos presentados en Intersolar Brasil 2024 es TAI-Simple, un sistema de seguimiento solar de un solo eje. 

Este sistema fue diseñado para maximizar la eficiencia energética, con la capacidad de adaptarse a grandes módulos bifaciales y ángulos de seguimiento de 60 grados, lo que resulta en un aumento conservador del 18% al 28% en la generación de energía. Además, ha sido optimizado para soportar condiciones extremas de viento y nieve, garantizando el funcionamiento seguro de las plantas solares en diversas condiciones climáticas.

Otro de los productos estrella planteados por el experto en el certamen son sus soluciones para cubiertas. Estas ofrecen flexibilidad y alta durabilidad, lo que las hace adecuadas para diferentes tipos de proyectos, desde pequeñas instalaciones hasta grandes plantas solares.

De esta forma, Antaisolar busca seguir creciendo en Latinoamérica con su amplia gama de productos para diferentes tipos de instalaciones solares, como sistemas de montaje en tejados, sistemas de montaje en suelo y seguidores solares. 

“Antai tiene constante inversión en pesquisa y desarrollo para crear nuevas tecnologías y mejorar continuamente sus productos, buscando satisfacer las demandas de un mercado en constante evolución y contribuir a la transición energética global hacia fuentes de energía más sostenibles. Por ello, es conocida por sus soluciones innovadoras y eficientes, centrándose en la calidad, la durabilidad y la facilidad de instalación”, concluyó.

 

La entrada Antaisolar busca duplicar su capacidad instalada a 1 GW en Latam en 2024 se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Demandan al Ministerio de Ambiente por centralizar en la ANLA los proyectos de generación eléctrica de 50 a 100 MW

En julio de este año el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible publicó el decreto número 0852 por el cual se modifica el Decreto 1076 de 2015, en relación con las competencias para otorgar la licencia ambiental a los proyectos de exploración y uso de fuentes de energía alternativa virtualmente contaminantes y otras determinaciones.

Con esta medida, el gobierno ha decidido centralizar el análisis de los proyectos de generación eléctrica de 50 a 100 MW, transfiriendo esta responsabilidad de las Corporaciones Autónomas Regionales (CAR) a la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA), ubicada en Bogotá.

Decreto 852

En discrepancia con esta decisión del Gobierno, Iván Martínez Ibarra, presidente de EGAL, firma dedicada a la investigación y la ejecución de proyectos energéticos a gran escala presentó una demanda ante el Consejo de Estado, la cual ha sido admitida y está en curso.

En diálogo con Energía Estratégica, el demandante explica los motivos por los cuales la compañía tomó acción legal para darle nulidad a la normativa bajo el convencimiento de que este cambio podría ir en detrimento de la ejecución de proyectos de energía no convencional.

“El Decreto ha generado un amplio debate en los sectores energéticos y ambientales del país. Desde EGAL, hemos manifestado una firme oposición a esta medida, ya que consideramos que conlleva 5 consecuencias negativas que deben ser evaluadas a fondo”, señala.

Según Martínez Ibarra, las implicancias del decreto son las siguientes:

1: Debilitamiento de la autonomía regional: Las CAR han sido, históricamente, instituciones clave en la gestión ambiental de sus respectivas regiones, gracias a su profundo conocimiento de las particularidades locales, tanto en términos ecológicos como sociales. Al trasladar esta competencia a la ANLA, se les priva a las regiones de una herramienta vital para gestionar su propio desarrollo, lo que va en contravía de los objetivos de descentralización que el país ha venido promoviendo desde hace décadas.

2: Menor eficiencia en la gestión ambiental: Aunque la ANLA es una entidad reconocida por su capacidad técnica, la centralización de las competencias puede resultar en la creación de cuellos de botella y en una sobrecarga de solicitudes que afecte la eficiencia de los procesos. Las CAR, al estar más cerca de los territorios y de los actores involucrados, podrían gestionar estos procesos de manera más ágil y efectiva, respondiendo con mayor celeridad a las necesidades de los proyectos. La acumulación de trámites en una única entidad central podría, por el contrario, ralentizar la aprobación de licencias, generando retrasos que impactan negativamente en el desarrollo de los proyectos energéticos.

3: Desconocimiento de las realidades locales: Las CAR han demostrado, a lo largo de los años, un profundo entendimiento de las realidades sociales, culturales y ambientales de sus regiones. Este conocimiento es fundamental para la correcta evaluación de los impactos ambientales y para la mediación de posibles conflictos sociales que puedan surgir durante la ejecución de los proyectos. La centralización de esta función en Bogotá podría llevar a decisiones que no consideren adecuadamente estas particularidades, lo que podría desencadenar en una mayor resistencia por parte de las comunidades locales y en dificultades significativas durante la implementación de los proyectos.

4: Reducción de oportunidades laborales locales: los expertos, que han desarrollado sus capacidades en contextos específicos, podrían ver disminuidas sus oportunidades de empleo y desarrollo profesional si las decisiones clave se trasladan a Bogotá. Esto no solo afecta a los individuos, sino que también debilita las capacidades locales, limitando el crecimiento de un capital humano especializado que es esencial para el desarrollo sostenible de las regiones.

5: Mayor centralismo sin garantías de eficiencia: no existen argumentos objetivos para comprobar que este cambio en la gestión traerá mayor rapidez en los trámites. Por el contrario, la evidencia sugiere que la centralización no garantiza la eficiencia. 

De acuerdo a Ibarra, un claro ejemplo de esto es el caso de la línea de evacuación «Colectora» en La Guajira, un proyecto gestionado por la ANLA que ha enfrentado retrasos significativos durante años debido a inconvenientes ambientales y sociales, todos liderados desde el gobierno central. Este caso ilustra cómo la centralización no solo no resuelve los problemas, sino que en algunos casos los agrava, afectando el progreso de proyectos estratégicos para el país.

Por todo lo expuesto, el especialista cree que la demanda podría revertir la medida porque se basa en principios constitucionales fuertes, como la autonomía regional, y en la falta de justificación objetiva para la centralización.

Además, advierte que si se demuestra que el decreto afecta negativamente a las regiones sin una necesidad imperiosa, es probable que el Consejo de Estado falle a favor de anularlo.

“El gobierno parece creer, erróneamente, que este control centralizado permitirá un desarrollo más eficiente del sector. Sin embargo, discrepamos profundamente de esta visión, ya que consideramos que la participación activa de las regiones es fundamental para el avance del sector eléctrico”, explica.

Y agrega: “La realidad es que, bajo las leyes actuales, si las comunidades locales no están de acuerdo con un proyecto, este tiene pocas probabilidades de prosperar. Ignorar las particularidades y las necesidades de las regiones puede generar más obstáculos que beneficios. Creemos firmemente que un enfoque descentralizado, que empodere a las regiones y considere sus opiniones, es clave para el éxito de los proyectos energéticos en Colombia”.

A modo de conclusión, el consultor alerta que el decreto lejos de aportar soluciones, podría generar ineficiencias, aumentar los conflictos sociales y debilitar las capacidades de las regiones para gestionar su propio desarrollo de manera sostenible. 

Insiste en que esta medida carece de justificación objetiva en cuanto a la mejora de los tiempos de trámite y pone en riesgo el equilibrio regional y el progreso sostenible de Colombia. 

“Desde EGAL, abogamos por un modelo de gestión que fortalezca las capacidades locales y respete la autonomía regional, principios esenciales para el desarrollo equitativo y sostenible del país”, destaca.

Y concluye: “El núcleo del negocio de EGAL es el desarrollo de nuevos proyectos con Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER). Cualquier obstáculo que impida que este desarrollo se lleve a cabo de manera fluida es algo que buscamos evitar, como es el caso del decreto 852. Esta es la razón por la cual estamos actuando en este asunto”.

La entrada Demandan al Ministerio de Ambiente por centralizar en la ANLA los proyectos de generación eléctrica de 50 a 100 MW se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

El gobierno de Brasil confirmó los cambios para la segunda subasta de transmisión del 2024

El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil y la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) aprobaron la Subasta de Transmisión N° 2/2024, programada para el viernes 27 de septiembre en la sede del B3 de Sao Paulo. 

Durante el evento finalmente se licitará la construcción y mantenimiento de 784 kilómetros de líneas de transmisión y 1000 MVA en capacidad de transformación, además de la continuidad de la prestación de servicios públicos con 162,9 km de líneas y 300 MVA en transformación.

Es decir que la convocatoria tendrá casi 100 kilómetros más de obras de transporte eléctrico pero 450 MVA menos de nueva capacidad de transformación respecto a lo previsto originalmente cuando el gobierno lanzó la consulta pública correspondiente. 

Las obras en cuestión se subastarán en tres lotes diferentes (dos menos que lo propuesto inicialmente) a lo largo de los estados de Bahía, Espírito Santo, Minas Gerais, Paraná, São Paulo y Santa Catarina; y se espera que la construcción y mantenimiento de tal infraestructura permita crear cerca de 7060 empleos directos. 

¿A qué se debe la baja de algunas obras? A fines de julio del corriente año, el Ministerio de Minas y Energía de Brasil determinó el retiro del por entonces Lote N° 2 (proyectos en Rio Grande do Sul) con motivo de que se realice un nuevo estudio del trazado de las líneas de transmisión y la ubicación de las subestaciones inicialmente previstas. 

La principal justificación de ese retiro, en particular la subestación São Sebastião do Caí 2 y las líneas de transmisión 230 kV Caxias – São Sebastião do Caí 2 y 230 kV Ivoti 2, está vinculada a las severas inundaciones que afectaron a Río Grande do Sul entre abril y mayo, considerando que la excesiva precipitación afectó a más del 60% del territorio del estado​ 437 municipios reportaron daños. 

Pero a pesar de la quita de esos proyectos de transmisión eléctrica, el MME decidió continuar con la convocatoria. Y entre las particularidades de la misma se mantiene que el lote N°1 (Santa Catarina, Paraná, Minas Gerais y Espírito Santo) representará más del 85% de las inversiones estimadas.

Por lo que, para fomentar la competitividad en ese segmento, se dividió en dos sublotes (1A y 1B), pero se podrá ofertar por la totalidad del mismo o por ambos sublotes por separado y corresponderá a la ANEEL decidir la oferta con el menor Ingreso Anual Permitido. 

Lo peculiar es que el sublote 1A cuenta con instalaciones al final de la concesión y la nueva empresa de transmisión será responsable del mantenimiento de estos proyectos a partir del 18 de julio de 2025, incluyendo los refuerzos y mejoras necesarios, además de la nueva instalación de transmisión.

A continuación, el detalle de las obras en cada uno de los segmentos a subastar: 

Lote 1A:

Nuevas instalaciones:

LT 525 kV Abdón Batista 2 – Curitiba Oeste C1, CS, con 258,7 km;
LT 525 kV Abdón Batista – Abdón Batista 2, C1 y C2, CD, con 2 x 4,7 km;
LT 345 kV Jaguara – Araxá 3 C1, con 58 km.
SE 525 kV Curitiba Oeste;
SE 525 kV Abdón Batista 2;
Tramos de LT 525 kV entre el tramo de LT 525 kV Bateias – Ponta Grossa, C1, en SE Curitiba Oeste, con 18,3 km.

Instalaciones existentes para la prestación continua de servicios públicos de transmisión:

LT 230 kV Aimorés – Conselheiro Pena C1, con 72 km;
LT 230 kV Aimorés – Mascarenhas C1, con 13,6 km;
LT 230 kV Conselheiro Pena – Governador Valadares 6 C1, con 71 km;
LT 230 kV Governador Valadares 2 – Governador Valadares 6 C2, con 6 km;
SE 230/138 kV Mascarenhas – 300 MVA;
SE 230 kV Aimorés

Lote 1B:

LT 525 kV Abdon Batista 2 – Segredo C1, CS, com 230 km;
LT 525 kV Cascavel Oeste – Segredo C1, com 187,2 km;

Lote 3

SE 440/138 kV Estância – (6+1R) x 100 MVA;
Tramos de LT 440 kV entre SE Estância y el tramo de LT 440 kV Bauru – Salto, C1, con 2 x 1,2 km.

Lote 4

SE 500/138 kV Bar II – (6+1R) x 66,6 MVA y nuevo sector 138 kV

La entrada El gobierno de Brasil confirmó los cambios para la segunda subasta de transmisión del 2024 se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

UPME publica informe semestral sobre proyección de demanda de Energía Eléctrica 2024-2038

La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) anunció la publicación de un nuevo informe semestral, destacando un crecimiento en rangos de 1,98% y 4,34% anual, considerando Grandes Consumidores Especiales, movilidad eléctrica y generación distribuida.

Según este informe, se estima que la demanda de energía eléctrica podría tener un crecimiento promedio anual de 2,38% en el escenario medio para el periodo 2024 – 2038.

Sobre la importancia del informe, Adrián Correa, Director de la UPME, subrayó que “desde la UPME nos basamos en información de demanda histórica, expectativas de crecimiento económico y otras variables determinantes en el nivel de consumo, con el objeto de proveer información objetiva que sirva de soporte a la toma de decisiones de inversión en infraestructura de abastecimiento energético y facilite la construcción de consensos sobre los proyectos y apuestas prioritarios del sector”.

El informe también destaca variaciones en la demanda no regulada durante el primer trimestre de 2024. Se destacan minas y canteras, con un crecimiento de 2,13%, alcanzando 632,78 GWh-mes.

El sector del comercio al por mayor y al por menor tuvo una demanda de 109,36 GWh-mes, registrando un aumento de 3,64%. La agricultura y otras actividades, por su lado, mostraron incrementos del 4% y 7,80%, respectivamente, entre otros.

La UPME ha programado la próxima actualización de este informe para principios de 2025, asegurando que los actores del sector dispongan de la información más actualizada y relevante para sus planes de inversión y desarrollo.

Es importante señalar que el informe semestral sobre la proyección de demanda de energía eléctrica es un elemento clave para la subasta de energía anunciada recientemente por la Comisión de Regulación de Energía y Gas- CREG. Esto, en última instancia, contribuirá a mejorar la confiabilidad del sistema eléctrico y la calidad en la prestación del servicio.

https://www1.upme.gov.co/DemandayEficiencia/Documents/Proyeccion_demanda_energia_electrica_y_potencia_maxima_rev_jul2024.pdf

 

La entrada UPME publica informe semestral sobre proyección de demanda de Energía Eléctrica 2024-2038 se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

DAS Solar presenta la serie N-type 4.0 en Intersolar South America 2024

El 27 de agosto de 2024, comenzó Intersolar South America 2024 en São Paulo, Brasil, donde DAS Solar presentó su última serie N-type 4.0, junto con módulos ligeros y productos fotovoltaicos portátiles. Intersolar South America es un evento líder en la industria solar en América Latina y a nivel mundial, centrado en la energía fotovoltaica y solar térmica.

La Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica estima que la capacidad solar instalada de Brasil superará los 42,4 GW en abril de 2024, lo que representa un aumento del 50% respecto al año anterior y cubriendo el 18% de las necesidades eléctricas del país. El gobierno brasileño ha implementado una serie de medidas políticas para promover el crecimiento de una economía verde.

En la exhibición, DAS Solar mostró productos de alta eficiencia, incluidos los módulos bifaciales de doble vidrio N-type de 620W, 645W, 595W y el módulo ligero de 475W, atrayendo una atención significativa por parte de los asistentes.

Como líder en tecnología N-type, la compañía ha establecido el récord mundial de eficiencia de conversión de celdas TOPCon de gran área en tres ocasiones consecutivas en un período de ocho meses. La celda alcanza una impresionante eficiencia de producción en masa de hasta 26.6% y un voltaje de circuito abierto de 742mV.

Guiada por la estrategia de «un núcleo y tres ramas», DAS Solar desarrolló tres tecnologías complementarias: DBC, TSiP y SFOS, con el objetivo de mejorar la eficiencia de las celdas hasta el 40%.

Equipado con tecnología TOPCon 4.0 Plus, el módulo bifacial de doble vidrio de 66 celdas N-type presenta celdas rectangulares de 182×210 mm, ofreciendo una potencia superior a 620W. Su diseño optimiza el espacio en los contenedores, reduciendo los costos de transporte en aproximadamente un 4.13%.

En comparación con módulos con celdas cuadradas de 182 mm, reduce los costos BOS en alrededor del 1.48% y los costos LCOE en aproximadamente un 1.28%, generando importantes ahorros de costos y mejorando la eficiencia a lo largo de su ciclo de vida.

Además, el módulo ligero de 475W de media celda con marco utiliza tecnología de encapsulación sin vidrio, reduciendo el peso del módulo en más del 70% para la misma potencia de salida. Los estándares IEC para carga de nieve de 5400 Pa y carga de viento de 2400 Pa se cumplen gracias al diseño patentado del marco.

Con una estructura removible para un fácil mantenimiento y reparación, el módulo ligero es ideal para diversas aplicaciones debido a su facilidad de instalación y alta compatibilidad. Además, las mochilas fotovoltaicas y los módulos solares portátiles exhibidos también atrajeron la atención de los asistentes.

Los módulos de DAS Solar han demostrado un rendimiento excepcional, habiendo pasado con éxito rigurosas pruebas CE, triple IEC y triple PID. Certificados por su durabilidad y resistencia, pueden soportar PID prolongado, arena y polvo, niebla salina y amoníaco.

Como una empresa global líder en energía renovable, DAS Solar ha establecido subsidiarias en Alemania, Japón y Australia, ha sido incluida en la lista BloombergNEF Tier 1 PV Module Maker y se clasifica constantemente entre las Top 10 a nivel mundial.

DAS Solar ha desarrollado asociaciones extensivas con los principales distribuidores en Brasil y ofrece servicios locales integrales en diversas áreas, incluidas la instalación, el desarrollo de proyectos, el desarrollo comercial, la logística, el soporte técnico y el servicio doméstico. En el futuro, DAS Solar abordará proactivamente el cambio climático global y fortalecerá su camino hacia la expansión internacional.

La entrada DAS Solar presenta la serie N-type 4.0 en Intersolar South America 2024 se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Las Baterías en Growatt: fundamentos y aplicaciones

En un mundo cada vez más comprometido con la sostenibilidad y la eficiencia energética, las baterías se han convertido en un componente esencial en la transición hacia fuentes de energía más limpias.

Desde la alimentación de dispositivos electrónicos hasta el almacenamiento de energía para hogares y empresas, las baterías son fundamentales para un futuro más verde.

Growatt, reconocido como líder global en soluciones energía distribuida, se posiciona a la vanguardia de esta transformación energética.

Tecnología Avanzada en Baterías para Cada Aplicación

Growatt comprende la diversidad de necesidades en el campo de la energía, ofreciendo una amplia gama de baterías diseñadas para satisfacer las demandas de aplicaciones residenciales, comerciales e industriales.

Baterías de Fosfato de Hierro y Litio (LFP): Las baterías LFP de Growatt, como el modelo ARK 2.5H-A1 y la APX 14.3P-B1, son ampliamente reconocidas por su seguridad, durabilidad y estabilidad térmica. Estas características las hacen ideales para sistemas híbridos y aplicaciones de almacenamiento de energía a gran escala, donde la fiabilidad y la longevidad son factores clave.

Soluciones de Alto y Bajo Voltaje: Growatt ofrece soluciones tanto para sistemas de alto voltaje como de bajo voltaje, con modelos destacados como el HOPE 5.5L-A1 y el AXE 5.0L-C1. Estas baterías no solo garantizan un rendimiento superior, sino que también brindan una flexibilidad incomparable en términos de instalación y expansión, permitiendo adaptaciones según las necesidades del usuario.

Innovación como Motor de Cambio

La innovación es el núcleo de la filosofía de Growatt. Su compromiso con la investigación y el desarrollo continuo permite a la empresa ofrecer soluciones energéticas que son tanto tecnológicamente avanzadas como seguras y accesibles.

Las baterías de Growatt están diseñadas para operar de manera óptima incluso en condiciones extremas, asegurando un rendimiento confiable y duradero en diversas aplicaciones.

Compromiso con la Sostenibilidad

Más allá de la tecnología, Growatt se dedica a la construcción de un futuro sostenible. Las soluciones de almacenamiento de energía de Growatt contribuyen significativamente a la reducción de la huella de carbono, proporcionando a las comunidades y empresas medios eficientes para gestionar y almacenar energía limpia.

Para aquellos que buscan optimizar el consumo energético de sus hogares o requieren soluciones robustas para aplicaciones comerciales, Growatt ofrece la respuesta adecuada. Con una gama de productos que combina innovación, fiabilidad y sostenibilidad, Growatt sigue marcando el camino hacia un futuro energético más limpio y eficiente.

La entrada Las Baterías en Growatt: fundamentos y aplicaciones se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

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

La Licitación pública e internacional de potencia y energía a largo plazo de 1500 MW, ha dado un paso significativo con la reciente aprobación de sus Términos de Referencia (TDRs) por parte de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE). Sin embargo, para que el proceso de licitación pueda finalmente arrancar, aún queda una serie de pasos que deben cumplirse.

Según comunicó la CREE a Energía Estratégica, tras la aprobación de los TDRs se enviaron de regreso a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), que es la encargada de elaborar los pliegos de bases para la licitación, que detallarán de manera más precisa los requisitos y condiciones que deberán cumplir los participantes.

Una vez que la ENEE haya elaborado los pliegos, estos se enviarán de nuevo a la CREE, que tendrá un plazo máximo de 30 días para revisarlos y aprobarlos. Solo después de que la CREE dé su visto bueno final, la ENEE podrá lanzar la convocatoria de licitación, iniciando así el proceso formal de selección de los oferentes.

¿Qué se ha confirmado hasta ahora?  El documento de los TDRs, que ya está disponible públicamente en la página web de la CREE, establece las reglas generales y las condiciones bajo las cuales se llevará a cabo el proceso de adjudicación de los 1500 MW. Entre los aspectos más destacados de los TDRs, se encuentran las especificaciones sobre la capacidad y las etapas en las que los proyectos adjudicados deberán entrar en operación comercial.

Según el documento, el proceso se estructurará en tres etapas:

Etapa 1: Se adjudicarán 800 MW de potencia firme, con una entrada en operación comercial programada para el primer semestre de 2027. Sin embargo, se permitirá que el suministro de energía comience de manera parcial a partir de 2026.
Etapa 2: En esta fase, se adjudicarán 300 MW adicionales de potencia firme, con una entrada en operación comercial prevista para el primer semestre de 2028.
Etapa 3: Finalmente, se adjudicarán los 400 MW restantes, con una entrada en operación comercial programada para el primer semestre de 2029.

Este escalonamiento en la entrada en operación de los proyectos adjudicados busca asegurar una integración gradual y ordenada de la nueva capacidad energética al sistema, evitando sobrecargas y garantizando la estabilidad del suministro.

Metodología: subasta inversa por rondas sucesivas

Un aspecto crucial que se detalla en estos TDRs es la metodología que se empleará para la licitación. Tal como lo anticipó Energía Estratégica en artículos periodísticos precedentes, se ha confirmado que el proceso se llevará a cabo mediante una subasta inversa por rondas sucesivas. Este enfoque permite que los oferentes presenten sus propuestas de manera competitiva en varias rondas, lo que generalmente resulta en precios más bajos para el Estado.

Para lograrlo, una novedad importante es la introducción del «Factor de Competencia», un valor que la CREE entregará a la Junta de Licitación al inicio del proceso de rondas y que no será público. Este factor servirá como límite indicativo para la finalización del proceso de rondas, permitiendo que el proceso avance hacia la adjudicación final de manera más eficiente.

Además, se implementará un «Índice de Competencia» en cada ronda, que se calculará como la relación entre la suma de las potencias firmes máximas ofrecidas y la potencia firme objeto de la licitación. Si el proceso de subasta no logra reducir los costos en un margen suficiente (más del 1.5% entre rondas) o si todos los oferentes activos están siendo seleccionados sin necesidad de reducir precios, se activará un «Proceso de Aceleración». Este proceso incluirá un «Oferente Virtual de Competencia», diseñado para mantener la presión competitiva en las rondas finales y evitar estancamientos en la reducción de precios.

Un enfoque en la energía renovable

El gobierno, a través de Erick Tejada, secretario de gobierno en el Despacho de Energía y gerente general de la ENEE, ha enfatizado en el último #MartesInformativo de la ENEE que el gobierno priorizará que la nuevas plantas de generación sean de tecnologías renovables como solar fotovoltaica, eólica, hidráulica y geotérmica. Por ello, aseguró que han trabajado en un algoritmo que les permita que al menos el 65% de la energía provenga de fuentes renovables, mientras que el 35% restante podrá provenir de fuentes térmicas no renovables.

La entrada Licitación de 1500 MW: ¿Qué se aprobó y qué falta para que inicie la convocatoria que adjudicaría un 65% renovables? se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Gobierno de Chile elevó el proyecto de ley que propone que los PMGD financien los subsidios eléctricos

El Poder Ejecutivo de Chile envió a la Cámara de Diputados el proyecto de ley para ampliar la cobertura del subsidio eléctrico a 4,7 millones de usuarios, que representan cerca del 40% de los hogares más vulnerables del país. 

Y tal como anticipó Energía Estratégica (ver nota), el Ministerio de Energía incluyó la propuesta de que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD – proyectos menores a 9 MW de capacidad) financien los subsidios mediante un cálculo entre el diferencial entre el precio estabilizado y el costo de desarrollo de los proyectos  mayoría de tecnología fotovoltaica), sumado a la habilitación de la venta de inyecciones PMGD a pequeñas y medianas empresas (PyMEs). 

En el primero de los casos se plantea la creación de un cargo transitorio a los retiros de energía del sistema, denominado “Cargo FET” (Fondo de Estabilización de Tarifas) para los años 2025 a 2027, por un monto de $1,8 kWh que se financia de la retención equivalente a las compensaciones por precio estabilizado que se pagan en conformidad al régimen transitorio del Decreto Supremo N°88/2019. 

“En caso de que, en un determinado mes, el pago del Cargo FET fuese superior al monto a pagar por compensación por precio estabilizado, el monto de retención equivalente a la diferencia resultante será imputado en el o los meses siguientes, hasta su total extinción, independiente del período de aplicación del Cargo FET”, aclara el documento. 

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

A ello se debe añadir que se propone habilitar, también de forma transitoria, que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) inyecten y retiren energía en el mismo punto de conexión, para comercializarla con las concesionarias de servicio público de distribución que presten servicio en dicha zona. 

Las distribuidoras podrán traspasar dicho precio a la bolsa de clientes conformada por las micro, pequeñas y medianas empresas (MyPyMEs) y operadores de servicios sanitarios rurales que cumplan con los requisitos objetivos de focalización. 

La propuesta establece un techo anual de 500 GWh/año de la totalidad de inyecciones PMGD que podrían ser destinadas a ese mecanismo y su implementación será por medio de una bolsa de precio preferente, donde las MyPyMEs deberán postularse para acceder a este tipo de mercado. 

“Contempla que los montos pagados por el cargo son, a su vez, descontados de la compensación de precio estabilizado respecto a aquellos PMGD que estén adscritos al DS 88 del 2019. En tanto que la compensación se paga a prorrata de los retiros, por lo tanto el cargo como el descuento tienen la misma base de cálculo y que uno netee al otro”, aclaró el ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, durante la presentación del proyecto de ley.

La iniciativa por parte del Poder Ejecutivo comenzará su tramitación en el Congreso este mismo miércoles 28 de agosto, a pesar de las advertencias del sector renovable del país sobre los riesgos y defaults financieros que tendrían los Pequeños Medios de Generación Distribuida de concretarse ese cambio en las reglas de juego. 

Desde la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL) señalaron que la medida acarreará la reconcentración del mercado y mayores incertidumbres para las inversiones y financiamientos en energías verdes e infraestructura destinada a la transición energética del país. 

Mientras que la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) alertó que la propuesta del Ministerio de Energía significa la quiebra de todos los PMGD entre el tratamiento del proyecto de ley y mediados del 2025, lo que implicaría la pérdida de USD 3500 millones de inversión.

La entrada Gobierno de Chile elevó el proyecto de ley que propone que los PMGD financien los subsidios eléctricos se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Acusan a PROINVERSIÓN de «monopólica» por adjudicar cinco proyectos eléctricos millonarios a un solo postor

Este jueves 29 de agosto, la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (PROINVERSIÓN) adjudicará cinco proyectos de transmisión eléctrica y subestaciones, por más de US$ 441 millones, que beneficiarán a 4 millones de habitantes en Lima, Ica y Ayacucho.

De acuerdo al comunicado de la Agencia, la adjudicación forma parte del Grupo 2 de proyectos eléctricos integrados e incluye la “Línea de Transmisión 500 kV Chilca CTM-Carabayllo – Tercer Circuito”; “Nueva Subestación Bicentenario 500/220 kV”; “Reconfiguración Enlace 220 kV Chavarría – Santa Rosa – Carapongo”; “Nueva Subestación Muyurina 220 kV, Nueva Subestación Ayacucho, LT 220 kV Muyurina-Ayacucho”; y “Ampliación de Capacidad de Suministro del Sistema Eléctrico Ica (Proyecto ITC)”.

La concesión se otorgará bajo la modalidad de Concurso de Proyectos Integrales a aquel único postor cuya oferta represente el menor costo de servicio total, conforme a lo establecido en las bases, y cuya obligación será diseñar, financiar, construir, operar y mantener los citados proyectos. Asimismo, tres postores han sido calificados, Alupar Perú S.A.C., Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. y Atlántica Perú S.A., para presentar sus propuestas económicas este jueves 29 de agosto.

En este marco, el ingeniero Jaime Figueroa, consultor en C&J SAC, arremetió contra PROINVERSIÓN y advirtió que esta modalidad de concesión a realizarse este jueves «asaltará a los clientes regulados y favorecerá a un solo cliente libre».

«En la SE Cajamarquilla solo existe un cliente libre, por lo que el denominado ITC es una farsa para que los clientes regulados asuman los costos de la ampliación de una tercera terna en 220 kV. Además, utilizar 2 circuitos de cables subterráneos en 220 kV es una exageración ya que un solo circuito con un polo de reserva es suficiente. Cortar la llegada en 220 kV de la CH Huinco a la SE Santa Rosa es dejar a esta instalación dependiente de la generación térmica en esta instalación«.

En este sentido, el especialista señaló que considerar a la SE San Martín como instalación encapsulada GIS desconociendo el ambiente contaminado de su ubicación es un «despropósito», que los usuarios regulados de Lima tendrán que pagar.

Según su visión, sin un estudio de demanda ni formulación de alternativas, es probable que impondrán instalaciones en Ica y Ayacucho que no se justifican económicamente.

Teniendo en cuenta que una de las instalaciones en 500 kV actualmente está siendo analizada por el COES para la propuesta de modificaciones, se preguntó «cuál es el apuro de concursarla».

En efecto, Figueroa insistió: «Son 5 proyectos para adjudicar a un solo postor que tiene un grave problema con la colapsada SE Yaros. El MINEM piensa justificar como fuerza mayor a una actividad de impresionante falla de su estudio de suelos, la cual compete exclusivamente a este postor», explicó.

Y agregó: «Mínimamente, se debía llevar a cabo una visita a las instalaciones involucradas, la cual no ha sido realizada por los otros dos postores. Esto es un síntoma que van a dejar la adjudicación al cliente que tiene las concesiones de las instalaciones existentes. Esto no es normal, solo responde a una empresa monopólica que tiene fuertes intereses con fabricantes de instalaciones encapsuladas y cables subterráneos».

Por su parte, PROINVERSIÓN aseguró que los proyectos se ejecutarán mediante Asociación Público – Privada (APP) con una concesión por 30 años de operación comercial, más el tiempo necesario para la construcción de cada proyecto eléctrico.

Ante este plazo, Figueroa alertó: «El planificador miope es un pésimo planificador, debido a que el MINEM ha declarado que Camisea tiene para 14 años, si contamos 4 años de construcción, todo el 500 kV asociado en Chilca, por lo que 2 proyectos concursados deberían tener contratos por 10 años y no 30 años«.

Cabe destacar que las unidades a adjudicar esta semana forman parte de un paquete de 18 proyectos eléctricos que el Ministerio de Energía y Minas encargó a PROINVERSIÓN, en febrero de 2023, en el marco del Plan de Transmisión 2023 – 2032.

De ellos, en junio del presente año, la agencia adjudicó el Grupo 1 conformado por tres proyectos eléctricos (US$ 329 millones) que beneficiarán a 1 millón de personas de Ica y Arequipa. En tanto, en septiembre de 2024 se tiene previsto adjudicar el Grupo 3, integrado por cuatro proyectos eléctricos (US$ 134 millones) con impacto en 2.3 millones de habitantes en Lima, Arequipa, Apurímac y Puno.

Y antes de finalizar el año, se adjudicará el Grupo 4, integrado por tres proyectos (US$ 101 millones) que beneficiará a más de 700 mil personas de Ucayali (Padre Abad y Coronel Portillo), Junín (Chanchamayo) y Áncash (Huaylas y Huaraz).

La entrada Acusan a PROINVERSIÓN de «monopólica» por adjudicar cinco proyectos eléctricos millonarios a un solo postor se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Goldwind duplica su capacidad eólica en Argentina con sus nuevos proyectos

Goldwind Argentina recientemente cerró un acuerdo con Aluar, uno de los mayores productores de aluminio del país, para suministrar 56 aerogeneradores que conformarán los 336 MW de potencia de la etapa V del parque eólico La Flecha

Ello permitirá llevar la central instalada en la localidad de Puerto Madryn de 246 MW a 582 MW, convirtiéndola en el parque eólico más grande de Argentina que, en este caso, estará dedicado 100% para autogeneración de energía de Aluar (conectada directamente a la planta de aluminio) y utilizará aerogeneradores GW-165 de 6 MW de capacidad cada uno, 165 metros de diámetro de palas y 100 metros de altura de buje. 

Bajo ese contexto, Fernando Errea, sales manager de Goldwind Argentina, participó del ciclo de entrevistas «Protagonistas» de Energía Estratégica y desveló cuáles son los avances de la compañía, los diferenciales de las soluciones que ofrecen y cuáles son los próximos pasos en el país. 

“Estamos muy contentos de haber celebrado el primer acuerdo con un generador privado como Aluar. La tecnología que utilizaremos es PMD (Permanent Magnet Direct Drive), similar a la que ya tenemos instalados en otros parques de Goldwind (totalizan 350 MW en Argentina), con la diferencia de que es más moderna, con un salto tecnológico de dos plataformas hasta la 5-S”, señaló. 

“En 2016 comenzamos con tecnología de imanes permanentes para mostrar su buen funcionamiento y performance. Y los podios logrados en cuanto a la disponibilidad y los factores de carga nos permitieron mostrar la tecnología y como carta de presentación para ofrecer y probar nuestras soluciones con los clientes, agregó.

Dicha tecnología de imanes permanentes de eje directo que ofrece la firma de origen chino cuenta con ventajas en la simpleza y menor cantidad de piezas, lo cual redunda en menor cantidad de horas de mantenimiento y se traduce en mayor disponibilidad de los equipamientos y generación de energía. 

Pero además del contrato con Aluar, Goldwind concretó un nuevo acuerdo con Genneia para un proyecto de menor envergadura a comparación del primero mencionado, a la par que mantiene altas expectativas de cara al cierre del presente año y el 2025. 

“Con ello reiteramos el compromiso con todo el mercado argentino y continuamos introduciendo esta tecnología en el país. Estamos muy orgullosos del camino que recorremos y las perspectivas son muy buenas, dado que para el fin del 2024 los objetivos están puestos en materializar varios proyectos en los que estamos trabajando desde hace tiempo”, reconoció Errea.

“Y para el 2025 tenemos un objetivo muy fuerte, de tal manera que trabajamos con un pipeline de 1,6 GW y por tanto queremos seguir captando clientes en Argentina, incrementar el market share y ser una alternativa viable y de calidad en el mercado del país”, concluyó.

La entrada Goldwind duplica su capacidad eólica en Argentina con sus nuevos proyectos se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

LONGi, seleccionada para la lista Fortune Tech 50 de 2024

El 21 de agosto, Fortune China publicó oficialmente la lista Fortune Tech 50 de 2024, y la empresa líder mundial en tecnología solar, LONGi Green Energy Technology Co. Ltd. (en adelante, “LONGi”), fue seleccionada por sus destacados resultados en innovación tecnológica, desarrollo de productos y fabricación inteligente.

La lista Fortune Tech 50 pretende identificar a las empresas tecnológicas nacidas en China que están influyendo en el mundo. Estas empresas están impulsadas por la innovación, invierten continuamente en investigación y desarrollo, amplían activamente los escenarios de aplicación, han logrado resultados notables en el mercado nacional e incluso lideran las tendencias mundiales, contribuyendo de forma importante al desarrollo de las tecnologías del futuro.

La innovación es el alma de LONGi y la fuerza motriz interna para el desarrollo continuo de la industria fotovoltaica. Como miembro de la industria fotovoltaica china, LONGi ha realizado avances sistemáticos en barras, obleas, celdas y módulos de silicio monocristalino, contribuyendo al desarrollo de alta calidad de la industria.

En cuanto a las obleas, el proyecto dirigido por la empresa “Innovaciones tecnológicas clave y aplicaciones de la fabricación de obleas solares de silicio monocristalino de alta eficiencia y bajo coste” ganó el segundo premio del Premio Nacional al Progreso Científico y Tecnológico.

Es la primera vez que una empresa privada obtiene el máximo galardón en el campo de la ciencia y la tecnología nacionales como primera unidad finalizadora y primera empresa finalizadora desde la creación de este premio en el campo de la energía fotovoltaica en China.

La oblea LONGi TaiRay de nuevo desarrollo ha roto el dilema de la ausencia de avances en el rendimiento en el campo de las obleas de silicio monocristalino durante casi diez años, convirtiéndose en una veleta para el desarrollo de la tecnología de obleas.

En cuanto a las celdas, la empresa ha logrado avances en múltiples dificultades técnicas y de proceso de las celdas PERC y BC.

Las “Celdas solares de heterounión de silicio cristalino de contacto posterior de gran eficiencia y bajo coste” y las “Celdas en tándem basadas en silicio de gran eficiencia” dirigidas por el equipo de I+D de LONGi fueron seleccionadas con éxito como “Principales avances científicos y tecnológicos en el campo de la energía fotovoltaica en 2023”.

Desde este año, LONGi ha renovado sus propios récords mundiales con un 27.30% y un 34.6%, respectivamente, y actualmente es el “Doble Campeón” del récord mundial de celdas de silicio monocristalino y celdas en tándem cristalino-silicio-perovskita. Desde 2023, la empresa se ha centrado en actualizar e iterar la tecnología BC, formando una rica matriz de productos BC de escenario completo, creando más valor para los clientes con innovación tecnológica + satisfacción del escenario.

Al tiempo que logra la innovación tecnológica, LONGi también promueve activamente la innovación de fabricación inteligente.

En diciembre de 2023, la Base de Producción de Jiaxing de LONGi fue seleccionada como “Fábrica Faro” por el Foro Económico Mundial, que es también la primera de la industria fotovoltaica mundial. En esta “Fábrica Faro”, LONGi ha adoptado ampliamente nuevas tecnologías como Internet industrial, big data, inteligencia artificial y gemelos digitales, implementando con éxito más de 30 casos de uso digital. Con la ayuda de medios digitales e inteligentes, la empresa ha logrado el salto de la “fabricación” a la “fabricación inteligente.”

Como empresa global de tecnología solar, LONGi se adhiere al concepto de “buscar el desarrollo a través de la innovación”, se centra en las tecnologías industriales futuras y continúa liderando iteraciones tecnológicas y transformaciones industriales eficientes.

La empresa cuenta con un centro tecnológico empresarial nacional y ocho centros tecnológicos empresariales provinciales, y ha establecido un equipo técnico de I+D de más de 5,000 personas. Ha formado un eficiente sistema de I+D y suficientes reservas técnicas para “producir una generación, desarrollar una generación y reservar una generación” en torno a tecnologías de energía limpia como la fotovoltaica y la energía del hidrógeno. En los últimos cinco años, LONGi ha acumulado más de 23,500 millones de yuanes en inversión en I+D. A finales de 2023, la empresa había acumulado 2,879 patentes autorizadas diversas.

A lo largo de los años, LONGi ha estado a la vanguardia de la innovación tecnológica en la industria fotovoltaica, desde la innovación tecnológica hasta la innovación de productos y la fabricación inteligente. En el futuro, la empresa se adherirá a la investigación y el desarrollo independientes, mejorará continuamente la competitividad básica y seguirá creando valor para los clientes globales con productos y servicios más confiables y eficientes.

Sobre LONGi

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

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

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

La entrada LONGi, seleccionada para la lista Fortune Tech 50 de 2024 se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Carlos Zarruk: «Es un error grave fijar las tarifas según criterios fundamentalmente políticos»

Este lunes, el presidente de Colombia, Gustavo Petro, publicó una alocución sobre las tarifas de energía eléctrica (ver transmisión) que abrió la polémica en el sector de energía.

Durante su discurso, lamentó que no pueda ser él quien regule el servicio público para reducir el precio de las tarifas y acusó a las empresas de energía de «especular» con su precio tornándolas cada vez más caras.

Colombia es el único país de América Latina donde el costo de la energía no está regulado por el Estado. Las empresas pueden fijar el precio de la energía según el mercado, lo que les permite especular. (…) Tenemos que replantear esta fórmula y la regulación vigente para evitar que estas empresas establezcan precios que vayan en contra del bolsillo de los colombianos. Y en este gobierno lo hemos intentado, pero hemos encontrado obstáculos en el camino”, argumentó Petro.

En este marco, Carlos Alberto Zarruk Gómez, Presidente Ejecutivo de la Cámara Colombiana de la Energía (CCENERGIA) le contestó al jefe de Estado a través de un comunicado.

«La legislación le asignó la función de regular las tarifas a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), una institución conformada por expertos con dedicación exclusiva, enfocados en el estudio y regulación de los aspectos fundamentales en la prestación del servicio de energía. En este sector, las decisiones económicas deben basarse en análisis muy sólidos y profundos dada la complejidad técnico-económica en las diferentes variables de la prestación del servicio. Por esta razón, sería un error grave pretender fijar las tarifas basados fundamentalmente en criterios políticos».

Sin bien reconoció que se deben tener en cuenta consideraciones de orden político y social para darle un tratamiento especial a la población de más bajos ingresos, como ocurre actualmente con los subsidios en el costo de la tarifa de energía, aseguró que fijar los precios con criterios exclusivamente políticos y sociales «podría llevar a una crisis de efectos impredecibles en el sector con consecuencias catastróficas» en la prestación de un servicio fundamental para todos los colombianos.

De lo contrario, según Zarruk , los gobiernos y las entidades regulatorias tienen como reto expedir normas basadas en criterios y análisis técnicos, que permitan favorecer a la población de menores ingresos y, al mismo tiempo, controlar la captura irregular de beneficios por parte de los actores con gran poder de mercado.

«Nombrar expertos comisionados que cumplan con los requisitos para ejercer estas funciones, cumplir los compromisos de transferencias de subsidios, trasladar los saldos de la opción tarifaria, intensificar la implementación de generación distribuida, gerenciar de manera adecuada los fondos de apoyo, impulsar los programas de eficiencia energética, entre otras, son acciones que entre todos podemos implementar para controlar los costos de la tarifa, sin estigmatizar a quienes han creído en el país, invirtiendo en el sector energético, generando empleo, pagando impuestos y llevando bienestar y desarrollo a los colombianos», destacó.

Además de la Cámara Colombiana de la Energía, diversos gremios como ANDESCO, ACOLGEN, ANDEG, ASOCODIS.NATURGAS y SER COLOMBIA, también criticaron los dichos de Gustavo Petro al detectar ciertas inconsistencias en su discurso.

A través de un escrito, advirtieron que el costo de la energía sí está regulado y que las empresas no pueden controlar ni alterar los precios de la energía a su favor.

«La fórmula tarifaria esta diseñada por la CREG en cumplimiento de tas funciones otorgadas en el articulo 73 de la Ley 142 de 1994, justamente para asegurar que los usuarios puedan recibir el cobro de costos eficientes de energía, y evitar practicas discriminatorias, abusivas o restrictivas en el mercado frente a la participación de pocos agentes, en línea con el articulo 34 de la Ley 142 de 1994″, explican.

En efecto, ante la propuesta del presidente de modificar la fórmula tarifaria, los gremios afirmaron que cualquier cambio debe cumplir con los criterios definidos en la Ley, y debe llevarse a cabo mediante un proceso transparente que incluya consultas y análisis de impacto.

Por otro lado, con respecto a la diversificación de la matriz colombiana, las asociaciones señalaron que son aliados de la integración de energías renovables y de las comunidades energéticas, razón por la cual han apoyado todos los procesos del gobierno alineados a este propósito.

Sin embargo, alertaron: «Los tiempos excesivos de trámites para los proyectos eólicos y solares está dificultando su oportuna entrada, por lo cual el gobierno debe tomar acciones articuladas entre las diferentes entidades públicas para procurar y agilizar la puesta en marcha de estos proyectos. Las fuentes renovables, aunque beneficiosas, requieren una inversión significativa y planificación para integrar eficientemente en el sistema existente».

A modo de conclusión, las entidades invitaron a construir la regulación del servicio público de energía con información certera y soluciones efectivas con el liderazgo del Gobierno Nacional y con la participación plural y democrática de los grupos de interés.

Para ello, sugirieron la entrada de los proyectos de generación y de transmisión en desarrollo para procurar mayor oferta y mejores precios; materializar de manera urgente los aportes comprometidos por el Gobierno para reducir el cobro de la Opción Tarifaria; radicar cuanto antes el proyecto de ley que garantiza la apropiación de estos recursos para los usuarios más vulnerables y apropiar recursos del Presupuesto General de la Nación para mitigar el impacto de las pérdidas no técnicas (fraude) que viene pagando la Costa Caribe.

A su vez, el Centro de Estudios de la Energía Renovable y el Agua (CEERA), comparte la necesidad de revisar la fórmula tarifaria, pero hace un llamado a que ello se lleve a cabo de manera organizada, técnica y con oportunidad, sin vulnerar lo establecido en la ley.

«Se invita a que en el marco de la prioridad no queden sin revisarse a profundidad los aspectos técnicos de las fórmulas tarifarias, las señales de eficiencia y de confiabilidad en el corto, mediano y largo plazo para la atención de la demanda, como tampoco darse los espacios para la participación ciudadana, tanto de los usuarios como de los prestadores que han realizado inversiones de largo plazo en el sector», subrayó.

A su vez, de acuerdo a la comunicación de la entidad, no solo hace falta revisar la fórmula tarifaria, sino también fomentar un aumento en la oferta diversificada, desconcentrada y descentralizada de generación de energía que aumente la competencia en contratos y permita una mayor participación de generación en el despacho en bolsa.

También propone fomentar la eficiencia y competencia de componentes regulados de transmisión y distribución, ya que una de las barreras a la entrada de nueva generación ha sido los retrasos en la expansión de red e introducir señales de tarifas horarias, la consideración de generación distribuida, comunidades energéticas y otros aspectos que permitirán una mejor formación de precio, entre otras.

La entrada Carlos Zarruk: «Es un error grave fijar las tarifas según criterios fundamentalmente políticos» se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

CADER y Climate Group lanzaron el programa RE100 en Argentina durante un evento en la Embajada Británica en Buenos Aires

La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) y Climate Group lanzaron el programa RE100 en Argentina durante un evento exclusivo en la Embajada Británica de Buenos Aires. 

La jornada denominada ‘Acelerando la Acción Climática Corporativa. Presentación de la iniciativa RE100, camino a una matriz energética más limpia y competitiva’ convocó a grandes empresas y autoridades gubernamentales del país, con el objetivo de impulsar la acción climática, acelerar la transición energética y lograr políticas que permitan sortear las barreras para que los compradores corporativos obtengan electricidad renovable a un costo razonable. 

RE100 es un movimiento de liderazgo global que acelera el cambio hacia redes eléctricas con cero emisiones de carbono a nivel mundial para 2040, donde más de 400 de las empresas más influyentes del mundo se comprometen a obtener el 100% de su consumo eléctrico global de fuentes renovables, impulsando el cambio global y creando la señal de demanda de energía verde.

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

Por lo que durante el evento, los expositores destacaron la prioridad de aplicar el programa RE100 a nivel nacional, dado los compromisos ambientales asumidos por el país, el potencial para descarbonizar la matriz y la posibilidad para crear una estructura de mercado eléctrico que permita el comercio directo entre compradores corporativos de todos los tamaños y proveedores de electricidad renovable.

“La inversión en energías renovables puede crear empleos, generar electricidad más barata y sin emisiones de carbono, contribuyendo al desarrollo de nuestras economías, mientras buscamos mantener a nuestro alcance el objetivo de limitar el calentamiento global a 1,5 grados y cumplir con los compromisos del Acuerdo de París”, afirmó Kirsty Hayes, embajadora británica en Argentina.

“Agradecemos a Climate Group y a la Embajada Británica en Buenos Aires por el apoyo para la realización de este evento. Estamos felices de iniciar esta alianza que permite generar sinergias para el desarrollo del sector renovable”, agregó Martín Parodi, presidente de CADER.

Además, desde Climate Group reforzaron el compromiso por trabajar en Argentina junto a empresas de servicios públicos o proveedores de electricidad para brindar opciones para la obtención de energías renovables a un costo razonable, promover inversiones directas en proyectos y apoyar un sistema creíble y transparente para emitir, rastrear y certificar Certificados de Atributos Ambientales (EAC) a precios competitivos.

“RE100 reúne a más de 400 empresas globales, todas ellas comprometidas a obtener el 100% de su electricidad a partir de energías renovables. Con CADER como nuestro socio local, esperamos dar la bienvenida a nuestra primera empresa argentina a la campaña RE100. Juntos, ayudaremos a los miembros de RE100 y a las grandes corporaciones argentinas a obtener un mayor acceso a la electricidad renovable y acelerar el proceso de descarbonización del país”, afirmó Ollie Wilson, director de RE100, Climate Group.

“Esta es nuestra primera asociación en América Latina y esperamos llevar la voz de nuestros miembros a los gobiernos y los reguladores para desbloquear el acceso a la electricidad renovable asequible. Con CADER, buscamos tener el mayor impacto posible, trabajando en todas las provincias del país”, concluyó.

También participaron del encuentro miembros de la Comisión Directiva de CADER, representantes de Climate Group, de la Embajada Británica en Buenos Aires, funcionarios del gobierno nacional y provincial, y representantes de grandes corporaciones con presencia en Argentina.

 

La entrada CADER y Climate Group lanzaron el programa RE100 en Argentina durante un evento en la Embajada Británica en Buenos Aires se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Transelec Ventures lanza cuarta convocatoria de innovación abierta con desafíos para optimizar infraestructura de energía

Transelec, la principal empresa de transmisión eléctrica del país, dio inicio a una nueva convocatoria de Transelec Ventures, su vehículo de innovación abierta. Esta iniciativa, invita a participar a startups y empresas tecnológicas nacionales e internacionales con el objetivo de co-crear soluciones eficientes que impacten al sector, su operación y a las personas.

Alejandro Rehbein, vicepresidente de Innovación y Tecnología de Transelec, indicó que “estamos muy contentos de realizar este cuarto llamado tras dos años con muy buenos resultados y con números inéditos para la industria en términos de participación. Además, durante este tiempo hemos generado una conexión virtuosa entre los desafíos, el conocimiento y la tecnología”.

La convocatoria 2024 presenta dos desafíos por resolver. El primero de ellos es Fundaciones optimizadas para BESS y busca soluciones para reducir el tiempo y costo de fijación de equipos de baterías de almacenamiento, usualmente realizada con fundaciones de hormigón, proceso que presenta distintas complejidades debido a la variedad de tipos de suelos.

El segundo es No más cortes de conductor, que busca soluciones innovadoras que puedan identificar anticipadamente cortes de conductor y, con ello, mitigar fallas por cortes.

Los interesados en postular este año pueden hacerlo hasta el 15 de septiembre en www.transelec.cl/ventures.

Un exitoso vehículo de innovación

Entre 2022 y 2023 se realizaron otros tres llamados a participar en esta iniciativa, a los cuales han postulado 170 startups, que han originado el desarrollo de 16 pilotos con empresas de Polonia, Estados Unidos, Dinamarca, Perú, Bulgaria, España, Canadá y Chile. Una de las soluciones más exitosas surgidas gracias a este vehículo de innovación fue el desarrollo, junto a la startup canadiense Zero Sound, de un piloto en la subestación Ancoa, en la Región del Maule, consistente en un dispositivo de cancelación activa de ruido, capaz de bajar los decibeles que emite la infraestructura.

Recientemente Transelec Ventures se ubicó en el tercer lugar del Ranking Venture Client 2024. Los organizadores -ESE Business School y MIC Business Consulting- destacaron en esta oportunidad la solidez en el proceso liderado por la compañía -que desde 2022 ya ha realizado tres convocatorias- sus resultados, propósito, la cantidad de convocatorias, desafíos, pilotos desarrollados y soluciones escaladas.

La entrada Transelec Ventures lanza cuarta convocatoria de innovación abierta con desafíos para optimizar infraestructura de energía se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

FES Colombia: Celsia y Wärtsilä debatirán sobre el potencial del hidrógeno verde y almacenamiento

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, Wärtsilä, líder global en soluciones innovadoras de energía, encabezará el panel «Renovables, Hidrógeno verde y almacenamiento en un contexto de transición energética» a través de su Managing director, Roberto Lares.

Con la mirada puesta en analizar Estrategias de inversión, financiación, logística y políticas públicas para el avance de proyectos renovables en Colombia, Lares expondrá sobre la necesidad de un marco regulatorio que incentive los sistemas de almacenamiento para dar respuesta a los vertimientos de energía.

Además, destacará el papel fundamental que jugarán las baterías en la producción del combustible del futuro: el hidrógeno verde. En efecto, el referente reveló a Energía Estratégica que Wärtsilä ya ha lanzado su primera planta 100% de hidrógeno, una central basada en un innovador sistema de motor llamado W2031SG de 11 MW y que esperan seguir trabajando para impulsar esta industria en el país.

A su vez, dicho panel contará con la participación de Luis Felipe Vélez, Líder Comercial en Celsia, empresa de energía del grupo Argos, que está experimentando una fuerte expansión en Centroamérica, especialmente en el negocio de energías renovables y eficiencia energética.

La compañía ha anunciado recientemente la puesta en operación del tramo 1 de un proyecto clave en la Costa Caribe colombiana, que incluye la nueva subestación Toluviejo de 220 kV, y su conexión con la subestación Chinú, a través de la construcción de 40,9 kilómetros de la nueva línea de transmisión nacional, lo cual incluyó la instalación de 92 torres de energía.

Se espera que el portavoz de la firma revele los avances del segundo tramo de dicha inversión y que también brinde detalles del resto de proyectos en los que están trabajando en el país para diversificar la matriz y reducir sus emisiones.

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

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

La entrada FES Colombia: Celsia y Wärtsilä debatirán sobre el potencial del hidrógeno verde y almacenamiento se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Análisis: México tiene una oportunidad única de impulsar un «sexenio solar» con el nuevo gobierno

Con la llegada de Claudia Sheinbaum a la presidencia de México, el país se enfrenta a una oportunidad histórica para convertirse en una potencia en el despliegue de energía solar al 2030. Leonardo Beltrán, Non-Resident Fellow del Instituto de las Américas, observó que el panorama es propicio para el desarrollo de un “sexenio solar”, dado que las señales iniciales de la nueva administración indican un fuerte compromiso con la inversión en energías renovables.

Uno de los primeros indicios de esta orientación es el documento de los «100 puntos» de la nueva administración, donde se compromete con el impulso de la transición energética, indicando que se construirán nuevas plantas fotovoltaicas, eólicas, hidráulicas, geotérmicas, e hidrógeno verde, además de promover el acceso a paneles y calentadores solares en techos de las viviendas y comercios. «Eso ayuda además a bajar el costo de la luz y del gas, y al mismo tiempo haremos de México un ejemplo mundial en el concierto de las naciones frente al cambio climático global», indicó.

¿Cómo lo hará? Ante gremios empresarios aseguró que destinará 13 mil 566 millones de dólares al 2030 en esos proyectos de generación eléctrica que estarán contemplados en su propuesta de un Plan Nacional Energético ya no sólo en miras al 2030 sino también al 2050.

En conversación con Energía Estratégica, Beltrán señaló que, si bien el gobierno ha manifestado su interés en diversas formas de energía renovable, la energía solar presenta la ventaja de ser la más rápida de implementar, lo que la posiciona como una prioridad en la agenda energética.

“Si la idea es materializar esos 13 mil millones en los siguientes seis años, pues entre más tiempo tarden, más difícil será la materialización de esa inversión”, advirtió.

Además de la rapidez en el desarrollo de proyectos solares, otro factor que respalda esta apuesta es la creciente demanda de generación distribuida y almacenamiento de energía, que el gobierno también ha incluido en sus prioridades. En este contexto, la energía solar se presenta nuevamente como una opción ventajosa debido a su flexibilidad y adaptabilidad a diferentes escalas de proyectos.

La posibilidad de que México se convierta en una potencia en el despliegue solar durante el sexenio de Sheinbaum es alta, según Beltrán. “Todas las condiciones están dadas. Hay recurso solar prácticamente generalizado en todo el país. Hay experiencia importante, como el proyecto solar de Sonora. Y hay interés del propio gobierno para desarrollar proyectos de energías renovables”, subrayó.

Asimismo, Beltrán recalcó la necesidad de seguir las tendencias globales de transición energética, recordando que México se ha comprometido internacionalmente a triplicar las energías renovables y duplicar la eficiencia energética para 2030. Estos compromisos internacionales, junto con la ventaja competitiva que representa el uso de energías limpias en la producción industrial, son incentivos adicionales para que el país avance en la adopción de energía solar.

En este contexto, otro elemento relevante es el tema de desarrollo de talento e investigación y desarrollo. Desde la perspectiva de Beltrán, sin duda, tener ahora el CONACYT como Secretaría de Ciencia, Humanidades, Tecnología e Innovación es una señal muy relevante, pero tendría que venir acoplada al desarrollo de talento justo para poder apuntalar no solamente el capital natural, sino el capital social necesario para materializar ese sexenio de liderazgo.

Subastas y alianzas público privadas para el desarrollo y ejecución de nuevos proyectos

En cuanto al modelo de desarrollo de estos proyectos, Beltrán señaló que la situación financiera de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) hace que sea fundamental la participación del sector privado, ya sea mediante subastas competitivas o alianzas público-privadas.

“El primer reto es financiero… si no hay manera de desarrollar o de permitir que el sector privado desarrolle proyectos, pues la alternativa sin duda es trabajar junto con el gobierno, con la Comisión Federal de Electricidad”, afirmó.

Ahora bien, tanto en el corto como en el largo plazo sería importante reforzar la confianza de los inversionistas en el mercado mexicano. Por ello, el referente consultado sugirió que una manera de fortalecer aún más este entorno sería la inclusión de representantes del sector privado en los órganos de decisión, como el CENACE, lo que podría robustecer la confianza y atraer más inversiones:

«En el CENACE hoy no es necesario hacer ninguna modificación al marco jurídico para invitar, por ejemplo, miembros independientes a su Junta Directiva que podrían ser representantes de, por ejemplo, la Asociación Mexicana de Energía Solar o de la Asociación Mexicana de Energía Eólica o de alguno de los gremios del sector energético, justo para reflejar las condiciones que está enfrentando el sector privado que mejor permitan robustecer el entorno para que puedan desarrollarse proyectos públicos privados. Sería una forma inmediata de modificar la estructura corporativa o el gobierno corporativo de las instituciones, que no requiere ningún cambio y que además mandaría una señal sólida de que debe trabajar en conjunto con el sector privado».

Con todos estos elementos en juego, Leonardo Beltrán, Non-Resident Fellow del Instituto de las Américas, afirmó que el nuevo gobierno tiene en sus manos la posibilidad de hacer de este sexenio uno de los más significativos en términos de transición energética, posicionando a México como una potencia en el desarrollo de energía solar a nivel regional y global.

La entrada Análisis: México tiene una oportunidad única de impulsar un «sexenio solar» con el nuevo gobierno se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Chile lanzó un llamado de expresiones de interés para la una central solar con almacenamiento en Rapa Nui

Rapa Nui dará un gran paso en el camino de la transición y la sostenibilidad energética, ya que la Sociedad Agrícola y Servicios Isla de Pascua (SASIPA – Empresa del sector estatal de Chile) lanzó una licitación para el diseño, construcción, monitoreo y mantenimiento de una central híbrida conformada por una planta solar fotovoltaica acompañada de un sistema de almacenamiento de energía (BESS). 

El proyecto estará ubicado en el sector Mataveri de la isla y deberá tener una capacidad fotovoltaica máxima de 2,994 MW y desde 2 MWh de en el sistema BESS para entregar a la red, en forma transitoria, la potencia total de la central solar y compensar rápidamente las variaciones de la generación 

“Este sistema híbrido deberá comunicarse con el sistema de control de la planta térmica existente (DEIF) y operar conjunta y coordinadamente con ella, tal de mantener la estabilidad de frecuencia y voltaje del sistema”, aclara el documento de la licitación. 

La convocatoria se dividirá en dos etapas, siendo la primera el llamado de interés y efectuar una precalificación de los oferentes que cumplan con los antecedentes, legales, financieros y de experiencia, requeridos por SASIPA, y que podrán presentar sus ofertas técnicas y económicas. 

Por tal motivo es que los interesados deberán enviar sus antecedentes hasta el 22 de septiembre del corriente año; mientras que la apertura de tales sobres será dos días más tarde (24/9) y la fecha estimada de la publicación de precalificación de los oferentes es el 8 de octubre.  

Mientras que la segunda fase está destinada a la propia subasta en sí, la adjudicación y ejecución de las obras correspondientes. Y una vez terminada la construcción, la firma adjudicataria mantendrá el monitoreo y mantenimiento del parque por 24 meses; en tanto que la operación del sistema energético completo lo mantendrá SASIPA, así como la mantención de la planta térmica. 

Para el costo del parque híbrido, SASIPA solicitó financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), de modo que la adjudicación final de la segunda etapa sólo se efectuará cuando dichas gestiones hayan concluido, estimándose que las mismas tendrán lugar durante el segundo semestre del año en curso. 

El objetivo de este llamado de la Sociedad Agrícola y Servicios Isla de Pascua es transformar el actual sistema de generación de Isla de Pascua, dado que hoy en día está conformado 99% de energía térmica proveniente de hidrocarburos y 1% solar. 

Es decir que proyecto no solo reducirá la dependencia de combustibles fósiles de la Isla de Pascua isla de los combustibles fósiles, sino que también impulsará el desarrollo de energías limpias en uno de los lugares más singulares de Chile.⁣

Y cabe aclarar que el voltaje de la isla Media Tensión en la isla es de 6,6 kV, sin embargo, todos los sistemas deben ser considerados para que en un mediano plazo se pueda pasar a 13,2 kV. Por lo que aislaciones en media tensión, taps de transformadores y compactos de medida deben considerar ese futuro nivel de voltaje sin nuevas inversiones. 

 

La entrada Chile lanzó un llamado de expresiones de interés para la una central solar con almacenamiento en Rapa Nui se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

PEMEX desarrollará proyectos renovables durante el sexenio de Claudia Sheinbaum

La presidenta electa de los Estados Unidos Mexicanos, Claudia Sheinbaum, presentó a Víctor Rodríguez Padilla como el próximo director general de Petróleos Mexicanos (PEMEX). Y esta designación de Rodríguez Padilla, un destacado académico y experto en temas energéticos, señala un nuevo rumbo para la empresa estatal.

Durante su intervención, tanto Sheinbaum como Rodríguez Padilla dejaron claro que, bajo su mandato, PEMEX no solo se concentrará en la producción de combustibles fósiles más limpios, sino que también se sumará al desarrollo de energías renovables, en un esfuerzo por contribuir a la sostenibilidad del país.

Rodríguez Padilla, quien cuenta con más de 42 años de experiencia en el sector energético, subrayó la necesidad de una transformación en la matriz energética de México.

«En el balance energético nacional, si ustedes checan los datos de la Secretaría de Energía, el 88.8% del consumo de energía en el país es energía fósil, fundamentalmente gas, que es el principal energético que consume el país, y petróleo», afirmó. A pesar de esta fuerte dependencia de los combustibles fósiles, Rodríguez Padilla enfatizó que PEMEX tiene la responsabilidad de liderar el cambio hacia fuentes de energía más limpias.

El enfoque de sostenibilidad será un pilar central durante el mandato de Rodríguez Padilla. El nuevo director de PEMEX afirmó que la empresa continuará aumentando la producción de combustibles cada vez más limpios, en línea con los objetivos ambientales del país.

«Estamos construyendo en este momento las coquizadoras de Tula y Salina Cruz, y todos los sistemas de captación y recuperación de azufre en el Sistema Nacional de Refinación», explicó, subrayando que estas iniciativas contribuirán a reducir la contaminación y promover un entorno más limpio.

Además, Rodríguez Padilla se comprometió a mantener la producción en 1.8 millones de barriles por día, un desafío crucial para abastecer a las refinerías del país. «Este es un esfuerzo importante, y en este gobierno se ha hecho un trabajo significativo para aumentar la producción, a pesar de las dificultades geológicas y la falta de inversión en años anteriores», dijo.

En paralelo, el próximo director general aseguró que se comprometerá con la transición energética y anticipó que durante los próximos seis años, PEMEX no solo continuará con su producción tradicional de petróleo y gas, sino que también se adentrará en la generación de energía renovable.

«Vamos a hacer un esfuerzo mayúsculo en desarrollar las fuentes renovables de energía, todas las que podamos», declaró Rodríguez Padilla, destacando que PEMEX jugará un papel fundamental en esta transición. «PEMEX no se va a limitar a hacer petróleo, gas y condensados (…) vamos a hacer energía eólica, energía solar, energía eólica offshore», añadió.

Asociaciones estratégicas para impulsar un cambio de rumbo en PEMEX

Para alcanzar estos ambiciosos objetivos, Rodríguez Padilla señaló la importancia de establecer alianzas estratégicas con diversos sectores de la sociedad, incluyendo universidades y empresarios. Estas asociaciones, según explicó, serán cruciales para desarrollar los proyectos energéticos del futuro.

«Vamos a hacer materiales estratégicos, entre ellos el litio, uno de los elementos constituyentes de las fuentes renovables, porque sin ellos no hay futuro», señaló, enfatizando el compromiso de PEMEX con la sostenibilidad.

La entrada PEMEX desarrollará proyectos renovables durante el sexenio de Claudia Sheinbaum se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

FENOGE proyecta la creación de más de 30 mil empleos verdes en Colombia

Como ya había anticipado Energía Estratégica, el gobierno colombiano está aplicando medidas para impulsar el desarrollo de las renovables: ha dado pasos como incentivos fiscales, posibilidad de licenciamiento ambiental para nuevos proyectos y el lanzamiento de subasta de Cargo por Confiabilidad, entre otros.

Este aumento en la preocupación por el cambio climático y la reducción de emisiones impulsan la transición a energías más limpias han provocado un crecimiento en la demanda laboral de la industria renovable.

En el informe “Empleos verdes y petróleo: retos y oportunidades” elaborado por Climate Tracker, la Directora Ejecutiva del Fondo de Energías no Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE),  Ángela Álvarez Gutiérrez , proyecta una creación de más de 30.000 empleos verdes en los próximos años, cifra que vendrá aparejada de un crecimiento muy significativo en los sectores de energías renovables, manufactura sostenible y construcción ecológica.

“Antes en las empresas de hidrocarburos no se hablaba de gestión eficiente de la energía, pero hoy hay muchas entidades que tienen equipos destinados a cambiar prácticas operativas que les permitan reducir el consumo”, explica.

En este contexto, advierte que este camino hacia la diversificación de la matriz colombiana genera oportunidades laborales tanto en puestos dedicados a reducir las emisiones dentro del sector de hidrocarburos como en proyectos 100% renovables.

En este sentido, se abrirán muchas vacantes vinculadas al Project Finance y puestos como project manger, site managers, ingenieros de conexión, técnicos en energías no convencionales y certificaciones.

Según Álvarez, una de las industrias más prometedoras para el futuro será la geotermia, una fuente de energía renovable poco estudiada en Colombia que se encuentra en fase exploratoria. Esta podría generar 1.170 megavatios (MW) de energía y cubrir cerca del 30% de la demanda del país

Por otro lado, la funcionaria identifica que la escasez de perfiles especializados y la falta de capacitación en un sector tan dinámico serán los principales obstáculos para la creación de esos 30 mil empleos verdes en Colombia.

La capacitación es un deber en que Colombia está atrasado. Hay un gran potencial, pero el lenguaje que se ha utilizado es excluyente. Cuando se habla de transición energética no sé por qué en el país automáticamente se piensa que es acabar con los hidrocarburos. Eso genera una barrera de entrada con todos los actores y las personas que trabajan en este sector, para identificar oportunidades por desconocimiento”, enfatiza.

En otras palabras, la ejecutiva insiste en que muchos de esos empleos verdes se darán en industrias que tradicionalmente son contaminantes como la petrolífera, minera y cementera, entre otras.

No obstante, la necesidad de fomentar la formación y el desarrollo profesional se presenta como una medida esencial para lograr esas oportunidades laborales, no solo en Colombia sino en toda la región.

La entrada FENOGE proyecta la creación de más de 30 mil empleos verdes en Colombia se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

En Valledupar, Celsia inicia la construcción de tres granjas solares

Celsia empezó la construcción de tres granjas solares de 19,9 MW cada una, en La Mesa, zona rural de Valledupar, Cesar, que sumarán 59,7 MW de energía limpia y renovable para la región y el país. Las granjas ocuparán un perímetro de 80 hectáreas de terreno, donde se instalarán más de 210.000 paneles solares (70.000 en cada granja), y su construcción podría tardarse entre 10 y 12 meses.

Durante este periodo se impulsará el empleo en esta región del país, en el pico más alto se prevé dar trabajo a unas 300 personas.

Julián Cadavid, líder de transmisión y distribución de Celsia, indicó que este complejo de granjas solares se conectará a la subestación de la empresa Transelca y será de gran importancia para la región porque le dará confiabilidad y seguridad al servicio con energía renovable que será inyectada al Sistema Interconectado Nacional, SIN.

Asimismo, Cadavid explicó que estas son las primeras granjas solares de Celsia en este departamento, y que para el proceso de licenciamiento la compañía realizó una consulta previa con cuatro pueblos indígenas aledaños a la Sierra Nevada de Santa Marta.

“Fue un proceso muy amable, exitoso, aprendimos mucho y pudimos llegar a todos los acuerdos. Una vez gestionadas las licencias, dimos paso a este nuevo hito: empezar esta construcción; esto nos tiene muy contentos porque lo veníamos planeando desde hace tres años”, afirmó.

Celsia alcanzará este año los 350 MW de energía solar Este año, la compañía alcanzará los 350 MW de capacidad de generación solar a través de granjas mayores a 8 MW en Colombia, lo que nos consolida como líderes de este tipo de energía renovable en el país. A la fecha, son 17 las granjas instaladas de la mano del aliado Cubico Sustainable Investments, líder mundial en energías renovables.

De estas, 8 granjas entregan su energía (113,7 MW) a clientes industriales, 7 están ubicadas en el Valle del Cauca y 1 en Tolima. Las demás aportan el 100% (186,4 MW) al SIN. En la actualidad tenemos en construcción más de 200 MW en granjas de más 8 MW de capacidad en el Valle del Cauca, Tolima, Cauca y las mencionadas en el Cesar.

La entrada En Valledupar, Celsia inicia la construcción de tres granjas solares se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

YPF Luz y McEwen Copper firmaron un nuevo acuerdo para asegurar el abastecimiento energético de Los Azules con energía limpia

YPF Luz y McEwen Copper, subsidiaria de la minera  internacional McEwen Mining, firmaron un memorando de entendimiento (MDE) que permite a  las compañías negociar de manera exclusiva para asegurar el abastecimiento de la demanda del  proyecto Los Azules, en la provincia de San Juan, con energía de fuente renovable.  

El acuerdo prevé, además, la conexión del proyecto al Sistema Argentino de Interconexión (SADI)  mediante una línea de alta tensión cuyo diseño, construcción y financiamiento estará a cargo de  YPF Luz, mientras que la energía a suministrar provendrá de activos renovables de la compañía  conectados al SADI.  

Michael Meding, VP de McEwen Copper y gerente general del proyecto Los Azules, manifestó:  “Los Azules va a cumplir un rol clave para la Argentina y para el mundo con una contribución  importante en la descarbonización. El potencial geológico que tiene posicionará a San Juan en el  mapa internacional de los recursos para la transición energética y en ese lugar, YPF Luz es un  aliado estratégico para cumplir con nuestro objetivo de ser 100% renovables”. 

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, expresó: “Estamos felices de dar este nuevo paso con  McEwen Copper y contribuir a viabilizar la producción de cobre sustentable, fundamental para la  transición energética. Este acuerdo demuestra nuestro compromiso con brindar soluciones  energéticas integrales que se adaptan a las necesidades de cada cliente, en este caso con obras  eléctricas que permiten al proyecto abastecerse de energía confiable y renovable.”  

El MDE robustece la alianza entre ambas compañías, que comenzó a principios de 2023, con la  firma de un acuerdo inicial para trabajar en conjunto en la búsqueda de soluciones que  garanticen el suministro eléctrico a Los Azules.

La entrada YPF Luz y McEwen Copper firmaron un nuevo acuerdo para asegurar el abastecimiento energético de Los Azules con energía limpia se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

TrueCapture™ supera las proyecciones de rendimiento energético modeladas en el informe de ingeniería de ICF

Los desarrolladores de energía solar a gran escala y los propietarios de activos recurren a las herramientas de simulación más completas a su disposición, como PVsyst y otros programas líderes de generación solar, para modelar la producción de electricidad, predecir pérdidas de energía y, en última instancia, tratar de predecir el desempeño financiero. Sin embargo, la modelización puede ser una actividad riesgosa. Cualquier error en el modelo de desempeño, sin importar cuán pequeña sea la diferencia entre la producción estimada y la producción real, puede agregar un riesgo sustancial a lo largo del ciclo de vida de un proyecto que dure 35 años o más.

Dado que los proyectos casi nunca funcionan exactamente como el software de modelado espera que lo hagan, la pregunta del millón es: ¿qué probabilidades hay de que los proyectos superen el modelo y produzcan resultados financieros mayores que los esperados?

Nextracker encargó a ICF, un proveedor de servicios de ingeniería independiente y de ingeniería para propietarios con sede en Virginia para generación de energía renovable y térmica, que realizara su propia revisión de desempeño de cuatro proyectos de generación de energía solar a escala de servicios públicos para estudiar el software de optimización de rendimiento TrueCapture™ de Nextracker . En combinación con el sistema de seguimiento solar NX Horizon™, TrueCapture combina sensores avanzados, pronósticos meteorológicos y tecnologías de aprendizaje automático para aumentar el rendimiento mediante la optimización continua del algoritmo de seguimiento de cada fila individual en respuesta a las características del sitio y las condiciones climáticas cambiantes.

En su análisis, ICF concluye que en los cuatro sitios del proyecto evaluados (dos en el sudeste de los EE. UU., uno en el centro del Reino Unido y uno en el sur de Australia), TrueCapture proporcionó ganancias para cada aplicación, minimizando las pérdidas de sombra entre hileras en terrenos ondulados y capturando más energía cuando las condiciones atmosféricas crean períodos de alta irradiancia difusa. En general, ICF observó un promedio del 136 por ciento de ganancia anual medida en comparación con los resultados del modelo PVsyst para los cuatro sitios.

Junto con el informe europeo Enertis Applus+ IE (junio de 2023) que encontró ganancias de energía del 1 al 2 por ciento del modo Split Boost de TrueCapture para módulos de media celda, el nuevo análisis ICF se suma a una creciente colección de estudios de ingeniería independientes que prueban las capacidades de control del sistema de TrueCapture.

Metodología de prueba y verificación de ICF para TrueCapture

ICF analizó por separado el efecto de TrueCapture en el sombreado entre hileras y las condiciones de luz difusa utilizando datos proporcionados por Nextracker y datos de terceros. Los datos de entrada incluyeron un año de datos operativos, datos topográficos del Servicio Geológico de Estados Unidos y datos satelitales bancarios meteorológicos y de irradiación de Clean Power Research. ICF realizó el análisis en 2023 utilizando datos de rendimiento del sistema y datos meteorológicos recopilados entre 2021 y 2022.

ICF utilizó PVsyst para modelar la producción con y sin elevación, incorporando detalles de diseño del sistema en los planos del sitio, datos topográficos y datos meteorológicos. En los sitios con sombreado entre hileras, las pérdidas debidas al terreno oscilaron entre el 0,85 por ciento y el 1,19 por ciento, en línea con las expectativas para los sitios con terreno moderadamente ondulado.

ICF modeló el rendimiento de TrueCapture en condiciones de luz difusa modelando el sistema de seguimiento como una simulación por lotes de sistemas de inclinación fija en todo el rango de movimiento para un seguidor de 60 grados, en incrementos de un grado, para encontrar un ángulo óptimo para la producción de energía, y utilizó el ángulo óptimo para simular la producción óptima de seguimiento en luz difusa. Luego, ICF comparó la producción óptima de seguimiento en luz difusa con el retroceso estándar, que busca simplemente ajustar el seguimiento temprano en la mañana y al final de la tarde para minimizar el sombreado. TrueCapture tiene como objetivo lograr una producción óptima de seguimiento en condiciones de luz difusa.

ICF aplicó estimaciones de generación del escenario de producción de seguimiento óptimo y del escenario de seguimiento estándar a PVsyst. Determinó que para los sitios que buscan optimizar la producción en condiciones de luz difusa, las ganancias potenciales oscilaban entre el 0,42 % y el 0,99 %. Estos valores coinciden con las expectativas para las regiones con una cobertura de nubes moderada.

¿Cómo TrueCapture optimiza la producción de energía?

TrueCapture combina sensores avanzados, pronósticos meteorológicos y aprendizaje automático para producir un sistema de control de seguimiento automático y optimización del rendimiento. Las ganancias de energía de TrueCapture pueden alcanzar hasta un 4 por ciento. Puede descargar nuestro informe técnico sobre el software de optimización del rendimiento de los seguidores solares inteligentes TrueCapture aquí para obtener más información sobre la validación probada en campo de la tecnología para aumentar el rendimiento de las plantas solares de servicios públicos.

TrueCapture utiliza un algoritmo exclusivo de fila a fila para compensar las pérdidas de sombreado entre filas que se producen cuando las filas de seguimiento sombrean las filas vecinas. El algoritmo ajusta el ángulo de incidencia de los seguidores para reducir las pérdidas de sombreado entre filas en módulos de celda completa. El algoritmo de fila a fila también incluye la optimización Split Boost para módulos de media celda. A diferencia de los sistemas de seguimiento tradicionales que evitan cualquier sombreado en los módulos, Split Boost permite hasta un 50 por ciento de sombreado en la mitad inferior de los módulos para obtener mejores resultados que el seguimiento hacia atrás estándar.

Durante los períodos de alta irradiancia difusa, la orientación óptima de los módulos puede no ser apuntar directamente al sol, sino más cerca de la horizontal para capturar la irradiancia difusa adicional. El software de optimización de Nextracker utiliza datos de irradiancia medidos en intervalos de 10 minutos para estimar la orientación óptima del sistema de seguimiento. Nextracker desarrolla un conjunto específico de curvas para cada proyecto y utiliza la irradiancia medida para orientar los módulos al ángulo de inclinación óptimo.

La inversión es rentable para reducir el riesgo y obtener ganancias financieras

El bajo rendimiento del sistema es uno de los factores de riesgo más importantes asociados con el desarrollo de proyectos solares en un mercado que carece de emplazamientos para proyectos con grandes extensiones de terreno llano y soleado. Es esencial que los desarrolladores solares y los propietarios de activos comprendan plenamente los problemas subyacentes que afectan al rendimiento del sistema en lugar de implementar conjeturas o simplemente esperar que sus proyectos tengan un mejor rendimiento. Varias de las causas fundamentales del bajo rendimiento, como el sombreado entre hileras y el retroceso estándar en condiciones de luz difusa, están bien estudiadas y se comprenden bien. Nextracker no solo ha dedicado trabajo de desarrollo de I+D para optimizar el rendimiento en estas condiciones, sino que también ha validado y comercializado soluciones tecnológicas que generan más energía y mejoran el rendimiento. La propia investigación de Nextracker, publicada en PV Tech, ha demostrado que, sobre una base anual, el impacto financiero de la pérdida de sombra del terreno por sí sola puede oscilar entre 100.000 y 200.000 dólares en un sitio representativo de 100 MW en los EE. UU.

La entrada TrueCapture™ supera las proyecciones de rendimiento energético modeladas en el informe de ingeniería de ICF se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

LONGi es reconocida con la ISO 20400 de Compras Sostenibles por SGS

 La empresa líder mundial en tecnología solar, LONGi Green Energy Technology Co. Ltd. (en adelante «LONGi»), se complace en anunciar que la compañía ha sido galardonada con la ISO 20400 para la Adquisición Sostenible por SGS, marcando los logros sobresalientes de la compañía en el campo de la gestión de adquisiciones sostenibles.

La contratación sostenible es una parte importante de la estrategia de desarrollo sostenible de una empresa. La Guía ISO 20400 proporciona un marco completo para ayudar a las organizaciones a reducir el impacto sobre el medioambiente a través de la contratación sostenible.

También ayuda a las organizaciones a abordar cuestiones como los derechos humanos, las prácticas laborales, las operaciones justas, la gestión de las relaciones con los proveedores, la mejora de los costes y la mejora del rendimiento de las compras.

La obtención de este certificado es un hito en la construcción de la cadena de suministro sostenible de LONGi, que no sólo demuestra su sentido de la responsabilidad como líder mundial en innovación tecnológica de energía verde, sino que también muestra su firme determinación de integrar estrechamente la gestión de adquisiciones con el desarrollo sostenible social y medioambiental y los requisitos ESG en las operaciones globales.

Tian Ye, Vicepresidente de LONGi, declaró: “LONGi siempre se ha adherido a un enfoque centrado en el cliente, respondiendo activamente a sus expectativas y a las de otras partes interesadas para la cadena de suministro sostenible.

Mediante la plena aplicación del sistema ISO 20400, hemos integrado la gestión de la contratación sostenible en las prácticas de contratación de todo el ciclo de vida, transmitiendo continuamente el concepto de desarrollo sostenible a las empresas anteriores y posteriores de la cadena de suministro, adhiriéndonos a los principios de contratación de equidad, justicia, apertura y transparencia, y construyendo conjuntamente un sistema de contratación sostenible y responsable para garantizar la seguridad y sostenibilidad de la cadena de suministro y lograr una situación beneficiosa para todos”.

Desde 2022, LONGi ha lanzado sucesivamente el “Green Partner Empowerment Plan” y la “Green Sustainable Supply Chain Action”, ha llevado a cabo auditorías ESG/CSR para proveedores, ha promovido la política de gestión de la adquisición de minerales conflictivos, ha ayudado a los proveedores a realizar inventarios de carbono y a ahorrar energía y reducir emisiones, y ha practicado continuamente el desarrollo sostenible de la cadena de suministro.

Con el fin de integrar el concepto de sostenibilidad en la estrategia de adquisición de la empresa, el departamento de cadena de suministro de LONGi ha diseñado, junto con el desarrollo sostenible del grupo y los requisitos de planificación ESG, ha coordinado a todos los departamentos y ha propuesto una política de adquisición sostenible de “equidad, justicia, integridad, cumplimiento de la ética empresarial, práctica de la responsabilidad social corporativa, defensa de la adquisición ecológica y consecución de beneficios mutuos y beneficios para todos”, ha formulado una serie de políticas de adquisición sostenible y planes de acción y los ha aplicado de manera eficiente en las operaciones de la empresa, obteniendo en última instancia el reconocimiento de organizaciones de terceros.

La obtención por parte de LONGi de la ISO 20400 de Adquisición Sostenible no es sólo un testimonio de los esfuerzos realizados en el pasado, sino también un nuevo punto de partida para mejorar la gestión sostenible de la cadena de suministro.

Con la globalización de los negocios de la empresa, ésta sigue las normas internacionales pertinentes y las leyes y reglamentos de los países y regiones donde está ubicada la empresa, toma la satisfacción del cliente como punto de partida y mejora continuamente la gestión de riesgos y el rendimiento de la gestión de la adquisición sostenible, contribuyendo al desarrollo sostenible de la industria mundial de la energía verde.

Sobre LONGi

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

Con la misión de «Aprovechar lo mejor de la energía solar para construir un mundo sostenible», LONGi se ha dedicado a la innovación tecnológica y ha establecido cinco líneas de negocio, que abarcan las obleas, las celdas y módulos de monosilicio, las soluciones de generación distribuida para uso comercial e industrial, las soluciones de energía verde y los equipos de hidrógeno. La empresa ha perfeccionado sus capacidades para proporcionar energía renovable y, más recientemente, también ha adoptado productos y soluciones de hidrógeno verde para alcanzar un crecimiento global sin emisiones de carbono.

La entrada LONGi es reconocida con la ISO 20400 de Compras Sostenibles por SGS se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

CAMMESA finalmente adjudicó 12 proyectos renovables en un nuevo llamado del MATER de Argentina

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) finalmente adjudicó a doce proyectos por casi 989,23 MW de prioridad de despacho en el llamado del segundo trimestre del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

Tal como anticipó Energía Estratégica a finales de la semana pasada tras una simulación realizada (ver nota), CAMMESA asignó 6 parques solares (405,83 MW) y 6 eólicos (583,4 MW) entre los casi 40 proyectos que competían por ofertas cercanas a 2800 MW de potencia. 

De la totalidad de los emprendimientos ganadores, 4 fotovoltaicos (200 MW en el corredor Centro – Cuyo – Noroeste Argentino) y 5 eólicos (283,4 MW entre los corredores Centro – Cuyo – NOA; Comahue; y Patagonia – Provincia de Buenos Aires) fueron adjudicados a través del sistema de desempate por factor de mayoración y bajo el mecanismo Referencial “A” (curtailment de hasta 8% hasta que estén las obras de transporte que permitan evitar las limitaciones). 

Los proyectos vencedores del desempate se suman a los parques fotovoltaicos San Carlos Norte (115,83 MW de Eoliasur) y  MSU Chos Malal (100 MW de la firma MSU Green Energy), y al eólico Energía Pura (300 MW de ABO Energy), que CAMMESA adjudicó sin necesidad de realizar desempate por estar en áreas con transporte disponible. 

Y entre las particularidades se destaca que Genneia resulta la gran ganadora de la convocatoria con seis plantas renovables que totalizan 340 MW de prioridad de despacho, repartidas entre PS Los Molles (15 MW), PS San Rafael I (50 MW), PS San Rafael II (50 MW), PS San Juan Sur (85 MW), PE Hucalito (90 MW) y el PE Vidal (50 MW). Aunque cabe aclarar que un porcentaje de varias de esas centrales también fue adjudicado en pasadas rondas del MATER.

Mientras que el único parque ganador que incluyó una obra para ampliar el sistema de transporte eléctrico nacional es aquel de ABO Energy, dado que reemplazará los transformadores 132 / 500 kV (T3CL/T5CL) por un banco monofásico 3x150MVA + fase de reserva en la estación transformado Choele Choel. Es decir que si bien tendrá 300 MW a disposición, 108 MW podrá ocupar de forma inmediata y el resto lo podrá rellenar a futuro con otra infraestructura de generación. 

A raíz de estos resultados, el Mercado a Término de Argentina acumula 125 designaciones por 6163,83 MW renovables con prioridad de despacho en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM); capacidad que está repartida en 3415,33 MW vía MATER Pleno y 2748,5 MW en Referencial A.

Pero de esa totalidad, sólo 52 parques de generación renovables (1659,7 MW) fueron habilitados comercialmente desde la implementación de esta herramienta en 2017 hasta la fecha, según el último informe de CAMMESA, 

El detalle por trimestre – Fuente: CAMMESA

Aunque cabe recordar que tras el último relevamiento sobre los proyectos de energías renovables que giran en la órbita del MATER, la propia CAMMESA denota que se podrán instalar más de 37000 MW de nueva capacidad renovable en Argentina hasta el final de la corriente década y, por ende, la potencia verde total en el MEM podría superar los 10000 MW antes del 2030.

Asignacion Proyectos 2do trimestre 2024.xlsx – T2-2024

La entrada CAMMESA finalmente adjudicó 12 proyectos renovables en un nuevo llamado del MATER de Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Licitación de 1500 MW: La CREE aprobó los términos de referencia destrabando el boicot a la convocatoria

Buenas noticias en torno a la Licitación pública e internacional de potencia y energía a largo plazo, que busca adjudicar 1500 MW. La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) comunicó que finalmente los Términos De Referencia (TDRs) fueron aprobados y el proceso podrá seguir su curso.

Durante la semana pasada, el abogado Rafael Virgilio Padilla Paz, comisionado presidente de la CREE, había sido acusado por autoridades nacionales de obstaculizar su avance. El mismo Erick Tejada, secretario de gobierno en el Despacho de Energía y gerente general de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), denunció que esas demoras estarían vinculadas a «sectores poderosos» que no quieren que prosperen nuevos proyectos de generación en el país:

«Grupos oscuros, sectores poderosos, están tratando de boicotear el proceso, no quieren que se licite energía de forma transparente porque quieren que se les prolonguen los contratos».

Tras aquellos cuestionamientos, finalmente el jueves 22 a las 14 h Virgilio Padilla convocó a los comisionados y, con dos votos a favor y uno en contra, se terminaron por aprobar los términos de referencia cuestionados por el presidente del organismo regulador.

De esta manera, Honduras se alista para hacer frente a sus déficit de generación actual con nueva tecnología y a menores precios que los actuales. Ya que, de acuerdo con la presentación preliminar llevada a cabo en abril de este año, la metodología de evaluación del proceso será por rondas sucesivas, siguiendo el modelo de la última licitación del vecino país Guatemala, y utilizando un algoritmo de minimización de precios exclusivo para ir escogiendo las ofertas más competitivas del mercado.

Las expectativas ascienden para agentes generadores renovables en Honduras ya que la convocatoria de 1500 MW promete que un 65% como mínimo de las adjudicaciones de largo plazo que se realicen serán para energías renovables, entre ellas solar fotovoltaica, eólica, hidráulica y geotérmica.

Entendiendo que las plantas ganadoras deberán iniciar operación de manera continuada y sostenida a partir del 2027 y hasta el final de la década, de manera de poder cubrir no sólo el déficit de generación actual sino la demanda creciente en el país al 2030, la tecnología solar fotovoltaica se podría imponer por su rapidez de implementación.

Según pudo saber Energía Estratégica, desde el sector privado estarán privilegiando las ofertas de generación fotovoltaica en solitario pero, se baraja la posibilidad de que en menor medida también se participe con proyectos solares fotovoltaicos híbridos con baterías para almacenamiento energético.

La entrada Licitación de 1500 MW: La CREE aprobó los términos de referencia destrabando el boicot a la convocatoria se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Alertan limitaciones en la asignación de puntos de conexión para proyectos renovables

Teniendo en cuenta la cantidad de solicitudes de derecho de conexión de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), se ve un fuerte interés por parte de los  inversionistas de desarrollar proyectos renovables en Colombia

No obstante, el país enfrenta una serie de desafíos para absorber toda esa demanda de nuevos desarrollos. Esto se vio evidenciado el año pasado cuando se asignaron alrededor de 7 GW en conexiones de las 57 GW adicionales que estaban en solicitud.

En este marco, Diego Echeverri Yepes, ingeniero electricista con más de catorce 14 años de experiencia en la regulación del sector eléctrico colombiano, afirma que existen fuertes barreras en la asignación de puntos de conexión para nuevos proyectos renovables en Colombia, durante un webinar (ver transmisión) llevado adelante por la consultora EIT (Energía, Innovación y Talento) .

Ante la entrada de nuevos proyectos renovables, la asignación de puntos de conexión se vuelve muy limitada. Esto se ha tornado un tema polémico en Colombia porque si bien se han asignado muchos proyectos en los últimos años, la gran mayoría ha quedado fuera”, explica.

Y agrega: “Ese procedimiento ha sido muy cuestionado porque no se conoce el criterio ni la razón por la cual a algunos se les asigna la capacidad de transporte y a otros no. La UPME ha tratado de reglamentar este sistema de asignaciones de la mejor manera posible pero se ha abierto mucho el debate y sigue siendo un cuello de botella en el país”.

Además, advierte que Colombia exige el cumplimiento de muchos requisitos técnicos para que los proyectos entren en operación en tiempo y forma. En muchos casos, no se llega con la permisología en los plazos solicitados y se pierde el punto de conexión, dejando los proyectos en stand by.

En este sentido, recomienda a los entes gubernamentales eliminar trabas regulatorias  y exigencias adicionales a los operadores de red y agilizar el permitting para evitar demoras en la construcción de proyectos .

“Estamos en un momento muy dinámico en actividad de transmisión en Colombia. La UPME le está apuntando a tratar muchos proyectos de infraestructura que no se han podido ejecutar por años. Todo indica que se viene la construcción de un número importante de proyectos y hay que estar preparados para ello”, enfatiza.

De esta forma, el experto señala que por la creciente demanda de energía que experimenta el país por fenómenos como El Niño, Colombia debe acelerar el fortalecimiento de la transmisión ya que sin esta, será imposible avanzar en la transición energética.

Por último, analiza la actividad con respecto a otras regiones de Latinoamérica y sugiere convertir los retos en ventanas de oportunidad.

 “En Colombia la actividad de transmisión es bastante sencilla comparada con otros países como Brasil y Perú que tienen las concesiones de por medio. En Colombia no hay concesiones sino que se ganan las convocatorias y después de los 25 años esos activos pasan a ser remunerados como activos de uso, de acuerdo a la metodología vigente en ese momento. Mientras que en otras regiones el transportador debe renovar la concesión, en este país no es necesario”, concluye.

La entrada Alertan limitaciones en la asignación de puntos de conexión para proyectos renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Renovables en expansión: Chile posee más de 7 GW de proyectos en pruebas y distintas fases de construcción

Chile sigue a un ritmo creciente en su proceso de descarbonización y de incorporación de nuevos proyectos de generación limpia, de tal manera que el sector energético del país espera tener más 22 GW de proyectos operativos de energías renovables no convencionales (ENRC) y de almacenamiento en el corto plazo. 

Según datos compartidos por la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), hay 5485 MW de capacidad en construcción y otros 1796 MW en centrales de índole que se conectarán al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) en los próximos meses. 

Es decir que se sumarán a los ya 17105 MW ENRC y los 54 MW de storage stand – alone que hoy en día posee el país (sobre 36752 MW entre todas las tecnologías), permitiendo que el sistema alcance más de 42 GW de potencia operativa. 

“La energía solar se está desarrollando mucho más. En el caso de la eólica, se desarrolla menos que la solar por una combinación de costos, CAPEX y dificultades del territorio asociadas a los permisos, pero hay una necesidad de incorporar más de este tipo de tecnología en el futuro para la descarbonización”, aclaró Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de ACERA, durante un evento. 

“Además, hay 17153 MW en evaluación ambiental, con un fuerte foco en lo solar y eólico; sumado a que empiezan a aparecer cifras de proyectos de almacenamiento stand – alone (1624 MW) que deberían ser añadirse a la red en el próximo año; hecho que es una señal importante”, agregó. 

Incluso, la propia Comisión Nacional de Energía (CNE) dio a conocer el Reporte Energía Abierta Ciudadana N°3 (correspondiente a julio-agosto del corriente año), en el que estima que, hacia finales del habrá una capacidad instalada de 1113 MW en sistema de almacenamiento, con una duración en torno a 3,88 horas.

Mientras que para el cierre del 2025, la cifra aumentaría a 2.213 MW con una duración equivalente de 4,25 horas, siguiendo el objetivo a corto plazo planteado tiempo atrás por el Ministerio de Energía y por el cual hasta se llegó a idear una posible licitación de storage.

Igualmente, cabe recordar que, en julio del presente año, el Ministerio de Bienes Nacionales de Chile y el Min. de Energía adjudicaron a las las firmas Konavle, La Pastora Energía, FreePower Group y Jinko Power para llevar a cabo los proyectos que sumarán 11,6 GWh de capacidad de almacenamiento a lo largo de 6 macrozonas identificadas por el Coordinador Eléctrico Nacional (ver nota). 

La ejecución de esos proyectos no podrá exceder del 30 de junio de 2027; aunque el concesionario podrá solicitar el término anticipado del contrato, sin sanción alguna, siempre y cuando acredite que participó de algún proceso licitatorio relacionado con sistemas de almacenamiento del Ministerio de Energía realizado entre 2024 y 2025, siempre que se trate del mismo proyecto descrito en este proceso de storage en terrenos fiscales.

Por otro lado, Ana Lía Rojas brindó las perspectivas para el 2026 y vaticinó que la capacidad del sistema podría llegar a 44911 MW, donde el 56% sea proveniente de renovables no convencionales y/o almacenamiento. 

“Las renovables y el storage están en una super expansión en Chile, de tal manera que el 2026 la terminaremos con un 5% de la capacidad instalada proveniente de storage stand – alone, pero podría ser más ya que ese porcentaje sólo sería de los contratos regulados que ya están firma

La entrada Renovables en expansión: Chile posee más de 7 GW de proyectos en pruebas y distintas fases de construcción se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

El Partido Demócrata de Puerto Rico exhorta a la Junta de Supervisión Fiscal a retirar su demanda contra la Ley de Medición Neta

La Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA, por sus siglas en inglés) extendió hoy su apoyo al Partido Demócrata de Puerto Rico tras aprobar una Resolución por unanimidad de los delegados para reclamar y exhortar a la Junta de Supervisión Fiscal que retire su demanda contra la Ley 10-2024. 

Dicha Resolución indica que “el Partido Demócrata apoya firmemente al pueblo de Puerto Rico y su derecho a soluciones energéticas limpias y asequibles, y que la demanda de la Junta de Supervisión Fiscal contra la Ley 10-2024 socava directamente la capacidad de la isla para lograr la independencia energética a través de la energía solar, que se alinea con el compromiso del Partido Demócrata con la energía limpia y la resiliencia climática”. 

La Resolución, además, hace un llamado a los actuales miembros de la Junta de Supervisión Fiscal a votar formalmente en su próxima reunión ordinaria para retirar la demanda contra la Ley 10-2024. 

Javier Rúa Jovet, director de Política Pública de SESA, expresó que “la petición del Partido Demócrata de Puerto Rico a la Junta de Supervisión Fiscal es precisamente el tipo de acción que necesitamos en este momento para proteger el derecho de los puertorriqueños a instalar energía solar y almacenamiento de forma económica, y por eso expresamos nuestro agradecimiento y apoyo.  La decisión se toma de forma cónsona con la Plataforma del Partido Demócrata Nacional aprobada esta semana durante la Convención Nacional Demócrata, la cual no solo reafirma específicamente su compromiso con la reconstrucción de Puerto Rico, la necesidad de redoblar todos los esfuerzos para combatir el cambio climático, y la importancia crítica de lograr la pronta salida de la Junta de Supervisión Fiscal.”

Rúa Jovet añadió que “la acción tomada hoy por el Partido Demócrata de Puerto Rico está alienada claramente con las fuertísimas expresiones de apoyo a la energía solar y la protección de la medición neta por 21 congresistas, la Secretaria de Energía Granholm, e incluso de la hoy candidata oficial a la presidencia de EEUU, Kamala Harris, quien en su único viaje oficial a la isla como vicepresidenta decidió afirmativamente visitar una nueva instalación solar en medición neta, puntualizando la importancia de este tema a la Administración Biden/Harris.” 

 Actualmente, SESA lleva a cabo un esfuerzo de recogido de firmas para defender la medición neta y el derecho de los puertorriqueños a tener acceso asequible a la energía solar. Para firmar dicha petición, accede https://rb.gy/acuwqd.

2024-08-22 09-34

La entrada El Partido Demócrata de Puerto Rico exhorta a la Junta de Supervisión Fiscal a retirar su demanda contra la Ley de Medición Neta se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Antaisolar se prepara para brillar en Intersolar South America 2024

Del 27 al 29 de agosto de 2024, Intersolar South America 2024 se llevará a cabo en Expo Center Norte en São Paulo. Antaisolar se complace en presentar sus sistemas de montaje fotovoltaico para tejados y los sistemas de seguimiento fotovoltaico TAI-Simple. Lo invitamos cordialmente a visitar su stand R3.130.

Como la exposición solar más grande de Sudamérica, Intersolar ofrece una plataforma de primer nivel para presentar las últimas tecnologías y productos de la industria fotovoltaica. El evento reunirá a importantes fabricantes, distribuidores y profesionales de EPC para analizar las tendencias del mercado y contribuir al desarrollo de la energía renovable en Sudamérica.

Antaisolar estableció su oficina en Brasil en 2018, dedicados a ofrecer los sistemas de montaje fotovoltaico más efectivos y servicios integrales para respaldar la transición energética de América del Sur. Su equipo especializado brinda asesoramiento técnico rápido, ejecución de proyectos y soporte en el sitio, lo que refleja su compromiso con la visión de Raise a Green World.

Esperamos verte en el stand R3.130. No te lo pierdas.

Acerca de Antaisolar

Antaisolar, experto en soluciones de sistemas de montaje fotovoltaico inteligentes digitales, con sede en Xiamen, China. Fundada en 2006, Antaisolar cuenta con casi 800 empleados, incluidos más de 120 especialistas técnicos dedicados, que brindan a los clientes globales sistemas de seguimiento solar, estanterías y BIPV con todos los materiales, todas las funciones y todos los servicios.

Con presencia global, Antaisolar estableció sucursales, subsidiarias y oficinas en Shanghái, Australia, Japón, Estados Unidos, India, Países Bajos, Brasil, Singapur, Vietnam, Filipinas, Malasia y muchos otros países y regiones. Y Antaisolar tiene seis bases de fabricación en Fujian, Jiangsu, Tianjin, Indonesia, Brasil e India. Con el alto rendimiento de los productos dotados de tecnología central, la inversión continua en investigación y servicios integrales de calidad, para fines de 2023, Antaisolar ha logrado un envío acumulado de sistemas de montaje fotovoltaico de 33,2 GW, asegurando la posición de liderazgo en el mercado japonés, el mercado de distribución de Australia, el mercado de distribución de Chile, México, el sudeste asiático y otros mercados.

Para obtener más información, visite: https://www.antaisolar.com/

Contáctenos: sales@antaisolar.com

La entrada Antaisolar se prepara para brillar en Intersolar South America 2024 se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

DAS Solar asegura un lugar en la lista de fabricantes de módulos fotovoltaicos de Nivel 1 de BloombergNEF

Recientemente, Bloomberg New Energy Finance (en adelante «BNEF») anunció la lista de Fabricantes de Módulos Fotovoltaicos de Nivel 1 para el tercer trimestre de 2024. DAS Solar, con su tecnología líder de tipo N, excelente reputación de producto y sólida bancabilidad, ha logrado ser incluida, clasificándose entre los fabricantes de módulos fotovoltaicos de primer nivel mundial.

BNEF es un proveedor de investigación e información energética reconocido a nivel mundial. La clasificación de proveedores de fabricación de módulos fotovoltaicos de BNEF es uno de los sistemas de calificación más renombrados, fiables y rigurosos de la industria, considerado una referencia autorizada, justa, objetiva y altamente creíble, ampliamente reconocida por instituciones financieras internacionales.

Desde 2024, el umbral para ingresar a la lista de Nivel 1 de BNEF se ha elevado significativamente y los requisitos de selección son más estrictos. Estar en la lista de Nivel 1 de BNEF es un reflejo integral del poder duro y blando de las empresas fotovoltaicas y allana el camino para el desarrollo internacional.

DAS Solar ha optado firmemente por la tecnología de tipo N y, a través de una profunda investigación en el campo de TOPCon, ha roto varias veces el récord mundial de eficiencia de celdas TOPCon de gran área.

La eficiencia promedio de producción en masa de la celda TOPCon 4.0 Plus ha superado el 26.6% y el voltaje de circuito abierto se ha incrementado a 742mV, liderando continuamente el desarrollo y el progreso de la tecnología TOPCon de la industria. La empresa ha establecido una estrategia de I+D con visión de futuro, realizando esfuerzos integrales en diversas rutas técnicas como DBC, CSPC, TSiP y SFOS, con la expectativa de que la eficiencia de las celdas supere el 40%.

Como difusor y practicante de la energía verde, DAS Solar ha decidido arraigarse y crecer en el ámbito de la nueva energía, integrando profundamente el gen del desarrollo verde en su estrategia comercial, y practicando el camino verde con un desarrollo estable y sostenible.

La empresa ha implementado manufactura inteligente verde, controlado estrictamente las emisiones de gases de efecto invernadero e inyectado desarrollo sostenible en productos verdes. Se han instalado módulos fotovoltaicos en los techos de fábricas y otras áreas relativamente intensivas en energía para impulsar productos verdes con electricidad verde.

La empresa ha mejorado la eficiencia del uso de energía tradicional, reforzado la gestión del ahorro de energía en todo el proceso, mejorado la eficiencia de utilización integral y reducido el consumo total de energía. DAS Solar ha obtenido sucesivamente certificaciones como la plataforma de gestión Achilles, la huella de carbono ECS francesa, la EPD italiana y la fábrica de carbono cero, ganando una buena reputación en la industria y el mercado.

Con la garantía de capacidad de más de diez bases de manufactura inteligente distribuidas, DAS Solar ha unido fuerzas con recursos de alta calidad de la cadena industrial para asegurar la producción de productos fotovoltaicos sostenibles, de alta calidad y fiables.

La empresa ha establecido filiales en Alemania, Japón y Australia, construyendo una red de ventas completa en Europa, Asia-Pacífico y Oceanía, haciendo que el ritmo global sea más estable con servicios localizados y de proximidad. En poco más de seis años, la huella de los productos de DAS Solar ha llegado al mundo, y los escenarios de aplicación «fotovoltaica +» han florecido.

En el futuro, DAS Solar continuará practicando activamente la misión de desarrollo verde y sostenible, impulsada por el poder líder de la tecnología de tipo N, guiada por la solución de todos los escenarios y basada en un ritmo estable, para mejorar integralmente la competitividad central de la empresa.

La entrada DAS Solar asegura un lugar en la lista de fabricantes de módulos fotovoltaicos de Nivel 1 de BloombergNEF se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Licitación de 1500 MW: confirman que el 65% de la contratación será para energías renovables

Honduras se encamina hacia un fortalecimiento significativo de su parque de generación eléctrico con la inminente Licitación pública e internacional de potencia y energía a largo plazo, la cual busca adjudicar 1500 MW. Este proceso, que se espera inicie en 2024 pese a denuncias de boicot para demorar su lanzamiento, ha generado grandes expectativas en el mercado, especialmente en el ámbito de las energías renovables.

Samuel Rodríguez, agente del mercado eléctrico hondureño, en declaraciones a Energía Estratégica, destacó la importancia de esta licitación para la transición energética del país. El referente empresario valoró como positivo que el gobierno haya anunciado recientemente que el proceso tendrá un enfoque considerable para contratar energías limpias, con un 65% como mínimo destinados a fuentes renovables y un máximo de 35% para energía térmica.

“Eso es muy bueno para nosotros dado que nos da la oportunidad de proyectar inversiones a nivel renovable, algo que no habíamos visto y que ahora ya se está abriendo”, expresó Samuel Rodríguez, subrayando la apertura que esta licitación representa para el desarrollo de proyectos sostenibles en el país.

En cuanto a las tecnologías que podrían imponerse en esta convocatoria, Rodríguez se refirió primeramente a la energía solar fotovoltaica con baterías por el lado renovable, y al gas natural por el lado térmico.

Actualmente, Honduras cuenta con unos 500 MW de solar sin almacenamiento, una capacidad que, según Rodríguez, se ha deteriorado con el tiempo y perdido competitividad frente a proyectos que implementan las últimas innovaciones tecnológicas más costo eficientes.

Samuel Rodríguez, agente del mercado eléctrico hondureño

“Esperamos que con la floración de bastantes proyectos solares con baterías el precio vaya hacia la baja con energía intermitente solar”, indicó Rodríguez, quien también resaltó que el país debe apostar fuertemente por la “solarización”.

En el ámbito de la energía térmica, Rodríguez abordó la incorporación del gas natural en el mix energético de Honduras, advirtiendo sobre la necesidad de un enfoque competitivo y regulado. Advirtió por ejemplo que un proyecto de 240 MW de ciclo combinado sin contrato está en desarrollo y existe la intención de modificar un acuerdo anterior de carbón de 150 MW para adaptarlo al gas natural. Sin embargo, Rodríguez fue enfático: “Lo que toca es que vaya a la licitación para que comparemos manzanas con manzanas”.

Asimismo, subrayó la falta de certeza en la operación la planta de gas natural que podría localizarse en Puerto Cortés, dado que como terminal aún no cuenta con los permisos necesarios. Este caso concreto trasladado a la licitación, según Rodríguez, abre la puerta para que otros grupos participen, asegurando una competencia de precios más justa para el mercado.

“Por lo pronto, no hay ambiente para que aprueben esa adenda de modificación del contrato de carbón de 150 MW de carbón a 240 MW de gas natural. Considero que lo mejor es que vaya a la licitación”, puntualizó.

Licitación vs mercado spot 

Un tema crítico que abordó Samuel Rodríguez es la preocupación por la falta de regulación en el mercado spot, donde actualmente se transan 450 MW a precios no contractuales que considera elevados para la actualidad. Según el agente, el objetivo de la licitación es precisamente reducir estos costos mediante la formalización de contratos a largo plazo, alejando la generación del mercado spot. No obstante, hasta proyectos adjudicados en el pasado se desviaron al spot atraídos por los precios y condiciones de liquidación de los pagos a 30 días.

“El mercado spot no puede significar un mercado donde vas a meter generación para que paguemos precios altos”, afirmó, advirtiendo que la falta de regulación en este mercado podría llevar a una crisis, especialmente si la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) no cumple con los pagos en tiempo y forma, lo que podría quebrar el sistema.

No se puede ignorar las complicaciones legales que ya enfrenta la ENEE por estos temas, incluyendo 12 denuncias en la Cámara de Comercio Internacional (CIADI) por incumplimiento de contratos, lo que incrementa el riesgo legal en un sector ya afectado.

La falta de regulación en el mercado spot también generaría situaciones que quitan competitividad al sector eléctrico de Honduras y son desincentivo para las licitaciones. Según comentó el referente consultado, un precedente negativo es un contrato adjudicado en 2018 para una planta de 240 MW que sigue sin contar con un decreto que lo valide de un gobierno a otro, lo que ha llevado a que la planta opere en el mercado spot, generando desbalances y altos costos.

“Aun no hay certeza de que quien gane una licitación le aprueben el decreto en el Congreso Nacional”, advirtió Rodríguez a raíz de este caso, subrayando la urgencia de anticiparse a estas situaciones para evitar distorsiones futuras.

La entrada Licitación de 1500 MW: confirman que el 65% de la contratación será para energías renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

La Comisión Nacional de Energía determina cuándo se requerirán nuevas licitaciones de suministro en Chile

La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile lanzó un nuevo informe preliminar sobre las licitaciones de suministro eléctrico para satisfacer el consumo de los clientes regulados, en el que reconoce que serán necesarias nuevas convocatorias en los próximos años, principalmente hacia el final de la corriente década en adelante

Si bien para el período 2025 – 2026 no se requerirán nuevas licitaciones de corto plazo, dado que los excedentes energéticos superan los déficits, desde la CNE concluyeron que sí podría haber subastas de esta índole para el bienio 2027 – 2028 y posterior. 

“Podría resultar necesario realizar nuevas licitaciones de corto plazo para efectos de contar con una holgura de contratación suficiente para enfrentar un eventual incremento no esperado de la demanda”, manifiesta el documento. Sin embargo, para el año 2029, resultará necesaria, dado que el excedente de energía no alcanza a cubrir el déficit previsto”, manifiesta el documento. 

“En el corto plazo se considera el eventual uso de las componentes variables de las empresas distribuidoras, así como el mecanismo de traspaso de excedentes para aportar a satisfacer las necesidades de suministro a corto plazo.

Necesidades de suministro de corto plazo de empresas distribuidoras [GWh]

Mientras que por el lado de las licitaciones de suministro de largo plazo, recién se precisará una convocatoria como tal a partir de la próxima década (2030 en adelante), aunque sin necesariamente considerar las componentes variables en el nivel de contratación. 

¿Por qué? El informe preliminar de la Comisión aprecia un “déficit neto relevante” que no estará cubierto por los contratos existentes, subiendo paulatinamente el déficit hasta que podría alcanzar los 45488 GWh / año hacia el 2043. 

Necesidades de suministro de largo plazo de empresas distribuidoras [GWh]

Las licitaciones deberán promover la participación de distintos medios y capacidad de generación, así como flexibilidad al sistema. Adicionalmente podrán contemplarse más mecanismos de evaluación de riesgo y eficiencia que enfrentan ofertas de nuevos proyectos con respecto de aquellos ya existentes. 

“Asimismo, se podrán considerar elementos que contribuyan tanto con el logro del objetivo de diversificación del sistema, facilitando la participación de proyectos nuevos de generación en base a medios ERNC, como de seguridad, facilitando la participación de proyectos nuevos que contribuyan con la flexibilidad del sistema”, ratifica el archivo.

Cabe recordar que en la Licitación de Suministro 2023/01, destinada a abastecer el consumo de clientes regulados a partir del 2027 y 2028, Enel se consolidó como la gran ganadora al adjudicarse los 3600 GWh/año subastados en los tres sistemas zonales contemplados y en todos los sub-bloques horarios, a un precio de USD 56,679 MWh.

Incluso, Enel fue la empresa con el mayor número de proyectos presentados (15 parques son renovables por 2802 MW de potencia y 5 centrales térmicas a gas por 1959 MW), por lo que aportó 216 ofertas económicas (108 en cada bloque de suministro). 

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. 

La entrada La Comisión Nacional de Energía determina cuándo se requerirán nuevas licitaciones de suministro en Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

La Asociación Americana de Energía Limpia expresa su preocupación por enmiendas constitucionales en México

El sector energético renovable de los Estados Unidos, representado por la American Clean Power Association (ACP) y otras importantes organizaciones industriales, ha expresado su profunda preocupación ante las reformas constitucionales propuestas por el gobierno mexicano. Estas enmiendas, que podrían ser tratadas en el próximo periodo legislativo ordinario que comienza el 1 de septiembre, han generado alarma debido a su posible impacto negativo en las relaciones comerciales e inversiones entre ambos países, así como en los derechos de las empresas estadounidenses bajo el Tratado entre México, Estados Unidos y Canadá (T-MEC).

Mediante una carta que fue enviada este lunes 19 de agosto del 2024 al Secretario de Estado de los Estados Unidos, Antony Blinken, varias asociaciones empresariales firmantes que representan a sectores clave de la economía estadounidense, incluyendo la energía renovable, la tecnología, los servicios y la manufactura comunicaron el riesgo de que las modificaciones constitucionales puedan desestabilizar las relaciones comerciales entre Estados Unidos y México, amenazando con socavar las conversaciones previstas para 2026 en el marco de la revisión del T-MEC.

Como antecedente, mencionan que la actual administración de México presentó a principios de este año casi dos docenas de enmiendas constitucionales para implementar cambios sistémicos en el gobierno de México. Y como la reciente victoria del partido Morena en las elecciones estatales y federales le ha otorgado una mayoría significativa en el Congreso, identifican que esto les permitiría impulsar estas reformas con rapidez.

Entre las propuestas más preocupantes para las asociaciones firmantes se encuentran la debilitación o la extinción de siete organismos autónomos y entes reguladores, regresando sus atribuciones a las secretarías de Estado. Entre ellos, la Comisión Reguladora de Energía (CRE), que pasaría a la Secretaría de Energía (Sener).

Además, ponen el acento en que las enmiendas incluyen la institucionalización de un trato preferencial a las empresas estatales sobre las privadas, la debilitación de las protecciones a los inversores, y la prohibición total de la venta de productos agrícolas estadounidenses y de ciertos tipos de inversiones extranjeras. Estas medidas, según las organizaciones, violarían los compromisos de México bajo el T-MEC, poniendo en riesgo la relación comercial y de inversión que ha florecido entre los dos países.

El comercio de bienes y servicios entre Estados Unidos y México ha alcanzado un valor sin precedentes, llegando a casi 900 mil millones de dólares en 2023. El T-MEC, que modernizó el Tratado de Libre Comercio de América del Norte (TLCAN), ha consolidado a América del Norte entre los bloques comerciales más competitivos del mundo.

En la carta enviada al secretario Blinken se indica que en los últimos años, las inversiones de Estados Unidos en México han aumentado significativamente, alcanzando un stock de 144 mil millones de dólares en 2023, de los cuales casi 50 mil millones se han invertido en los últimos nueve años. Sin embargo, las organizaciones firmantes de la carta advierten que las enmiendas constitucionales podrían dañar la atractividad de México como lugar para invertir y hacer negocios, afectando no solo a México, sino también al potencial de América del Norte para mantener su posición competitiva en una economía global cada vez más compleja.

Las organizaciones subrayan la importancia de que el gobierno mexicano considere sus obligaciones bajo el T-MEC y el valor de este acuerdo para ambos países, advirtiendo que la aprobación de las reformas tal como están propuestas podría poner en peligro estos logros. Por ello, hacen un llamado al gobierno de Estados Unidos para que intervenga y recomiende al gobierno entrante de Sheinbaum una aproximación más deliberativa y pausada en la implementación de estos cambios.

8.19.24 Multi-Association Letter to USG re Mexico Constitutional Changes

La entrada La Asociación Americana de Energía Limpia expresa su preocupación por enmiendas constitucionales en México se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Modifican por decreto la definición de hidrogeno verde en la ley que fomenta su actividad

Ayer, la presidenta de la república, Dina Boluarte, modificó la definición de hidrogeno verde que figuraba en el artículo 2 de la Ley N° 31992 (Ley del fomento del hidrogeno verde), a través de la publicación de un decreto legislativo, en el Diario El Peruano. 

Mientras que antes la regulación catalogaba al hidrógeno verde como «vector energético producido con tecnologías de baja emisión de gases de efecto invernadero”, tras la publicación del decreto, la definición vigente es «aquel obtenido del agua mediante procesos que utilizan como fuente de energía a los recursos energéticos renovables”.

Tal como explica el documento, esta medida tiene como finalidad «promover la inversión en la industria del hidrógeno verde generado a partir de recursos energéticos renovables, que permita la mejora de la seguridad energética y un aprovechamiento óptimo y racional de los recursos energéticos».

2317770-2

De esta forma, el decreto representa un hito positivo para el sector de las fuentes no convencionales. Diversos actores tanto públicos como privados venían reclamando esta modificación incluso desde antes de la aprobación de la Ley N° 31992 , que tuvo lugar el pasado 23 de marzo del presente año.

Según expertos consultados por Energía Estratégica, este error conceptual en la definición del vector energético podía traer problemas de comercialización internacional, al ser nomeclado distinto a otros países del mundo.

A su vez, la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR) , advertía que traía consecuencias negativas para el desarrollo de este tipo de proyectos en el Perú, como por ejemplo, que no sean elegibles para la obtención de financiamiento internacional y que su producción no sea certificada como hidrógeno verde por no provenir de fuentes renovables de acuerdo con los estándares internacionales.

En este sentido, podía entorpecer sus objetivos de fomentar la investigación, el desarrollo, la producción, la transformación, el almacenamiento, el acondicionamiento, el transporte, la distribución, la comercialización, la exportación y el uso del hidrógeno verde como combustible y como vector energético en el país.

En efecto, tras la publicación del decreto Raquel Carrero, gerente general de la SPR brindó su punto de vista en diálogo con Energía Estratégica: «Tener una definición clara de lo que es el hidrógeno verde, sin ambigüedades que puedan generar confusión, es fundamental para el desarrollo de una nueva industria. Esto no solo era necesario para el desarrollo de las normas y regulaciones que derivarán de esta ley, sino también para el proceso de certificación, el cumplimiento de las normativas de los mercados internacionales a los que queremos acceder, la competitividad de nuestra producción, y la atracción de inversores en este sector, así como para el correcto uso de incentivos y subvenciones que serán necesarias en un primer momento».

«Además, estaba en juego la credibilidad y reputación del país y su futura producción, ya que una definición confusa podría resultar engañosa. Esta aclaración es esencial para comenzar con buen pie. Como Asociación estamos satisfechos porque las autoridades han sabido escuchar y entender que era necesaria hacer esta corrección», concluye.

La entrada Modifican por decreto la definición de hidrogeno verde en la ley que fomenta su actividad se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Wärtsilä solicita regulación que incentive el almacenamiento para dar firmeza a las renovables

Este año el fenómeno de El Niño puso en jaque el sistema eléctrico colombiano y se comprobó que las hidroeléctricas (principal fuente de energía del país) no resultan suficientes para hacer frente a la alta demanda de energía en periodos de sequía.

En este contexto, los sistemas de almacenamiento tienen un gran potencial en Colombia para mejorar la integración de energías renovables, aumentar la resiliencia del sistema eléctrico, y proporcionar soluciones energéticas sostenibles en zonas rurales y aisladas.  

Teniendo en cuenta la demanda proyectada por la UPME y el gran número de proyectos renovables adjudicados en la última subasta de Cargo por Confiabilidad, Roberto Lares, Colombia’s Managing director de Wärtsilä, líder global en soluciones innovadoras de energía, propone al Gobierno trabajar en un marco regulatorio que incentive los sistemas de almacenamiento para dar respuesta a los vertimientos de energía.

“Hoy en día la mayoría de las plantas térmicas en Colombia son a carbón y han quedado obsoletas. Se requieren más plantas flexibles con baterías que ayuden a absorber las intermitencias de las energías renovables”, explica. 

Y agrega: “Si bien se han hecho pilotos de almacenamiento en el país, sí se requiere trabajar más a fondo a nivel regulatorio para promover estas tecnologías. Debemos fijar cómo se van a remunerar estos servicios de red, porque, sin duda, las baterías se necesitarán en el futuro”.

Según el ejecutivo, Colombia tiene una demanda de consumo cercana a los 10 mil MW, y se espera que con los proyectos solares y eólicos adjudicados en la subasta por cargo de confiabilidad, entren en funcionamiento 6.5 mil MW para el 2027 y 2028.  

De acuerdo a esas proyecciones, Lares advierte que se observará un sistema con mucha intermitencia de energía y bajas referencias de operación de hidroeléctricas ante fenómenos climáticos como El Niño. Por ello, las baterías son un elemento clave para garantizar el suministro de energía y dar respuesta al curtailment.

E insiste: “Colombia tiene que desarrollar una nueva subasta de expansión de generación por cargo de confiabilidad e ir preparando un marco normativo que incentive la entrada de los sistemas de almacenamiento para no sufrir vertimientos y evitar desperdicios de energía”.

El rol del almacenamiento en el Hidrógeno verde:

Además, Lares enfatiza en el papel fundamental que jugarán las baterías en la producción del combustible del futuro: el hidrógeno verde.

En efecto, la compañía ya ha lanzado su primera planta 100% de hidrógeno, una central basada en un innovador sistema de motor llamado W2031SG de 11 MW.

En este sentido, el experto advierte: “Si bien el hidrógeno aún no tiene una oferta costo eficiente, en Wärtsilä tenemos la tecnología a disposición. En el futuro podríamos producir un combustible que no emita gases de efecto invernadero brindando los beneficios de la energía firme cuando se requiere, tanto de día como de noche, a través de baterías”.

De esta forma, Lares se compromete a contribuir a que la penetración de renovables en Colombia sea exitosa y que el sistema eléctrico sea robusto, entendiendo que el país tiene una sensibilidad importante ante fenómenos climáticos como El Niño.

Vemos nuestra función hacia el futuro como un complemento a esta entrada masiva de renovables que esperamos en Colombia y estamos trabajando para que así suceda”, concluye.

La entrada Wärtsilä solicita regulación que incentive el almacenamiento para dar firmeza a las renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

El gobierno de Brasil priorizará la regulación de la eólica offshore mediante el Pacto para la Transformación Ecológica

El gobierno de Brasil lanzó el Pacto para la Transformación Ecológica por el que se alínea a los tres Poderes del Estado (Ejecutivo, Legislativo y Judicial) para llevar adelante 26 medidas que permitan reformular el modelo de desarrollo económico del país y considerar aspectos claves de la relación entre la sociedad y el medio ambiente. 

La particularidad es que, entre las principales medidas, se incluyó la aprobación del marco legal para el mercado de carbono, la regulación específica para la producción de energía eólica marina, actividades de captura y almacenamiento de dióxido de carbono y la ampliación de financiamiento y reducción del costo del crédito para sectores, proyectos y prácticas sustentables, entre otros. 

“No se trata, por tanto, sólo de una agenda medioambiental centrada en sectores concretos, como la transición energética que está en marcha. Este tampoco es un plan ambiental aislado, sino una propuesta para reformular nuestro modelo de desarrollo económico, que considera todos los aspectos de la relación entre la sociedad y el medio ambiente”, afirmó el presidente de Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva

“Debemos disponer de nuestros recursos naturales de manera responsable e innovadora, concibiendo, produciendo y adoptando tecnologías que ciertamente marcarán el futuro de la economía mundial, hacia el desarrollo sostenible, en línea con lo que estamos haciendo en la transición energética de Brasil”, complementó Arthur Lira, presidente de la Cámara de Diputados. 

Es decir que son temas que van más allá de la agenda tradicional en el camino de la mitigación del cambio climático y a los que le darán prioridad en el corto plazo, siendo el marco regulatorio para la eólica offshore uno de los más relevantes para las renovables, considerando que las iniciativas N° 11247/2018 y N° 576/2021 ya se encuentran en el Senado para su tratamiento.

Incluso, recientemente el Congreso de Brasil realizó una durante la audiencia pública dedicada a esos proyectos de ley, donde se centró la idea de reflotar principalmente el texto del ex senador Jean Paul Prates que refiere a incentivos/subsidios relacionados con esa fuente de energía. 

De lograrse la sanción definitiva, el Poder Ejecutivo será quien deberá definir las áreas sujetas a la instalación de equipos de generación; aunque las mismas no podrán estar en campos petroleros, rutas de navegación marítima o áreas protegidas por la legislación ambiental.

“Debemos disponer de nuestros recursos naturales de manera responsable e innovadora, concibiendo, produciendo y adoptando tecnologías que ciertamente marcarán el futuro de la economía mundial, hacia el desarrollo sostenible, en línea con lo que estamos haciendo en la transición energética de Brasil”, sostuvo Arthur Lira, presidente de la Cámara de Diputados. 

“Tenemos la oportunidad de enfocarnos en nuevas formas de producción que no agraven el efecto invernadero y no afecten al medio ambiente”, complementó el presidente del Senado, Rodrigo Pacheco, quien también destacó que este acuerdo entre los tres Poderes del Estado podría servir como “modelo” para otros procesos y países. 

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

Incluso, la empresa petrolera brasileña semi-pública de propiedad mixta, Petrobras, mantiene un proceso abierto para la concesión de diez licencias ambientales de centrales eólicas marinas por casi 23 GW de capacidad, aunque el objetivo final es llegar a los 30 GW en los próximos meses. 

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

En tanto que el costo podría oscilar entre 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. 

La entrada El gobierno de Brasil priorizará la regulación de la eólica offshore mediante el Pacto para la Transformación Ecológica se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

EPEC y Coral Energía sellan acuerdos para la construcción de cuatro nuevos parques solares

La Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) firmó contratos con la empresa Coral Energía para la construcción de cuatro parques solares en la provincia de Córdoba.

Los convenios se desarrollan en el marco del programa RenMDI, que pertenece a la Secretaría de Energía de la Nación y dentro del cual EPEC resultó adjudicataria de 11 proyectos de generación de energía a partir de fuentes renovables, en el año 2023.

Los proyectos que van a desarrollarse en Córdoba a partir de la firma de estos acuerdos son el Parque Solar San Francisco, el Parque Solar San Francisco del Chañar, el Parque Solar Cruz del Eje y el Parque Solar Villa María. En total aportarán 15,5 MW de potencia al sistema energético nacional, que es equivalente al consumo de más de 55.500 habitantes.

Además, la construcción de los cuatro parques solares contribuirá de manera significativa a la transición de la matriz energética de Córdoba en renovable. Y permitirá que la provincia se posicione como referente en sostenibilidad y eficiencia energética dentro del país.

La inversión prevista para el desarrollo de estas cuatro obras, que tendrán coordinación entre sectores públicos y privados, es de 16 millones de dólares. La interacción de ambos sectores permite una distribución eficiente de los riesgos y tareas, en relación a la construcción de infraestructura crítica para la generación de energía renovable.

Por otro lado, la distribución territorial de los proyectos permite aprovechar la infraestructura que pertenece a EPEC, como soporte en el desarrollo de estas nuevas tecnologías. Y de esta manera, poder optimizar el uso de los recursos y mejorar la competitividad de las inversiones.
El programa RenMDI, fue impulsado por la Secretaría de Energía de la Nación, para promover la generación de energía renovable en puntos estratégicos del país. La participación de sectores públicos y privados en esta iniciativa se logró mediante dos convocatorias abiertas nacionales e internacionales, que se realizaron en 2022 y 2023.

En la segunda convocatoria, EPEC logró la adjudicación de todos los proyectos que presentó, 11 en total, que inyectarán una potencia de 28.5 MW al mercado eléctrico nacional. Además, resultó la empresa con mayor cantidad de proyectos adjudicados a nivel nacional.

La entrada EPEC y Coral Energía sellan acuerdos para la construcción de cuatro nuevos parques solares se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

De gira con los expertos para la certificación de marca en soluciones APsystems

BayWa r.e estuvo visitando 4 importantes ciudades en Colombia con el objetivo de capacitar a los instaladores fotovoltaicos del País, de la mano de APsystems quienes ofrecen una potente y avanzada tecnología de micro inversores solares para sistemas residenciales y comerciales.

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

Baywa r.e. busca convertirse en un aliado estratégico para los instaladores solares en el país. “Estamos comprometidos en capacitar y empoderar a estos profesionales, brindándoles acceso a tecnología solar de alta calidad, capacitación técnica y soporte. Esto permitirá que los instaladores solares no solo instalen paneles solares, sino que también diseñen sistemas energéticos completos, incluyendo soluciones de almacenamiento, para aumentar la independencia energética de hogares y empresas en Colombia”, menciona Carlos Parra director General de Baywa r.e. para Colombia.

Con esta gira en las diferentes ciudades, Baywa r.e. continua capacitando y desarrollando la industria solar en Colombia y  manteniendo su plan de  expansión con la apertura de su primer centro de distribución en Barranquilla y segundo en el país después de Medellín.

La apertura de la bodega en Barranquilla marca un paso significativo para aumentar la capacidad logística y con una ubicación estratégica esta nueva instalación permitirá ser más eficientes en las entregas y optimizar costos de transporte, reafirmando el compromiso de acelerar la adopción de la energía solar y contribuir a un futuro más sostenible para el país y el mundo.

En esta nueva sede, BayWa r.e. también ofrecerá una amplia gama de productos incluidos paneles solares, inversores, baterías y soluciones de montaje. Además, la compañía proporcionará asesoría técnica personalizada y soporte para asegurar el éxito de los proyectos solares en la región.

Esta iniciativa no solo generará empleo local, sino que también contribuirá a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, apoyando los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de Colombia.

La entrada De gira con los expertos para la certificación de marca en soluciones APsystems se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

FES Chile: El Coordinador Eléctrico Nacional dará detalles de la apuesta del sector público para una matriz más renovable

Cada vez queda menos para el mega evento FES Chile, organizado por Future Energy Summit (FES), la plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables que volverá a reunir a CEOs, referentes de compañías, autoridades de gobierno, inversionistas, desarrolladores de proyectos, tecnólogos, EPCistas, generadoras y gremios del sector energético de Latinoamérica.

FES Chile arribará al país por tercer año consecutivo los días 27 y 28 de noviembre en el Hotel Intercontinental de la ciudad de Santiago (Av. Vitacura 2885, Las Condes), congregando a cientos de líderes de la industria renovable de la región en espacios ideales para el más sofisticado networking, entrevistas exclusivas, encuentros cara a cara y más. 

El evento ya cuenta con entradas Early Bird ya a la venta (hasta el 2 de septiembre) para ambos días que congregará y poco a poco empieza a completarse la agenda, en la que participarán expertos y expertas del sector en amplios debates y ponencias que abordarán los temas más relevantes para el crecimiento de las energías renovables.

Tal es así que el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) no se perderá de la cumbre y una de las figuras que dirá presente será Ernesto Huber, director ejecutivo del CEN, quien expondrá en el panel denominado “La apuesta del sector público chileno para una matriz renovable”. 

Ernesto Huber es ingeniero civil electricista de la Universidad de Chile, MBA de la Universidad Adolfo Ibáñez y con un Postítulo en Evaluación y Gestión de Proyectos de la Universidad de Chile con más de 30 años de experiencia en el sector eléctrico; y ocupa el cargo en la Dirección Ejecutiva del Coordinador Eléctrico Nacional desde mayo del 2022. 

PReviamente se había desempeñado en diversos puestos, entre los que resaltan el de secretario del Directorio del Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central (CDECSIC), jefe del Departamento de Planificación de la Operación y posteriormente Subdirector de Operación, así como Gerente de Operación del CEN. 

La participación de Huber en FES Chile se dará en un contexto en el que el Coordinador avanza en una reforma y diseño hacia cambio de modelo de mercado eléctrico mayorista a hacia un mercado eléctrico mayorista en base a ofertas, servicios complementarios y pagos por capacidad, que permita integrar más capacidad renovable y sistemas de almacenamiento de energía al sistema (ver nota)

A lo que se debe añadir que, a lo largo del último año, el CEN llevó adelante una serie de licitaciones de transmisión en pos de expandir la capacidad de transporte disponible, evacuar más generación y evitar curtailments dentro del sector. 

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

Por lo que todos esos tópicos y muchas más cuestiones del sector renovable serán debatidos durante FES Chile los días 27 y 28 de noviembre en el Hotel Intercontinental de la ciudad de Santiago. 

La entrada FES Chile: El Coordinador Eléctrico Nacional dará detalles de la apuesta del sector público para una matriz más renovable se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Casi 1000 MW renovables podrían ser asignados en esta ronda del MATER de Argentina

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) definirá este viernes 23 de agosto a todos los proyectos que contarán con prioridad de despacho en la segunda convocatoria del año del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

Pero previo a darse a conocer los ganadores del vigente llamado, Energía Estratégica simuló el proceso a través de una herramienta pública de CAMMESA, que dio como resultado que 12 proyectos podrían ser asignados por 999,23 MW de potencia entre los 39 parques que compiten.

Aunque cabe aclarar que, si se toma en cuenta toda la capacidad de las posibles centrales ganadoras, la cifra aumentaría a 1005,7 MW. 

De acuerdo al modelo de simulación y a través del sistema de desempate por factor de mayoración, se adjudicarían 4 proyectos solares (200 MW en el corredor Centro – Cuyo – Noroeste Argentino) y 5 eólicos (283,4 MW entre los corredores Centro – Cuyo – NOA; Comahue; y Patagonia – Provincia de Buenos Aires). 

Todos ellos entrarían bajo el mecanismo Referencial “A”,  lo que significa que los agentes generadores podrán contar con evaluaciones limitaciones circunstanciales para inyectar energía con una probabilidad esperada del 92% sobre su energía anual característica en las condiciones previstas de operación, hasta tanto se ejecuten las obras de transporte que permitan evitar las limitaciones. 

De ese modo, los proyectos vencedores del desempate se sumarían a los parques fotovoltaicos San Carlos Norte (115,83 MW de Eoliasur) y  MSU Chos Malal (100 MW de la firma MSU Green Energy), y al proyecto eólico Energía Pura (300 MW de ABO Energy), que CAMMESA adjudicó sin necesidad de realizar desempate por estar en áreas con transporte disponible. 

La particularidad es que el emprendimiento de ABO Energy contempla la ampliación del transporte eléctrico, puntualmente el reemplazo de los transformadores 132 / 500 kV (T3CL/T5CL) por un banco monofásico 3x150MVA + fase de reserva en la estación transformado Choele Choel; por lo que tendrá 300 MW a disposición, de los cuales 147 MW los ocuparía inmediatamente y podrían rellenar el resto en el futuro.

Por otro lado, Genneia se consolidaría como la gran ganadora de esta convocatoria del Mercado a Término de Energías Renovables, gracias que presentó los factores de mayoración más altos y, por ende, se le asignaría 6 proyectos (la mitad de los resultados de la simulación) por 340 MW de prioridad de despacho. 

Por tanto a continuación se detallan cuáles serían todos los posibles parques designados y en qué corredores se ubicarían.

Centro – Cuyo – NOA

PS Los Molles – Genneia – 15 MW 
PS San Rafael I – Genneia – 50 MW
PS San Rafael II – Genneia – 50 MW
PS San Juan Sur – Genneia – 85 MW
PE Boreas del Norte – Boreas del Norte SA – 92,4 MW

Comahue

PE Hucalito – Genneia – 90 MW
PE Energía Pura – ABO Energy – 300 MW
PS MSU Chos Malal – MSU Green Energy – 100 MW

Patagonia – Provincia de Buenos Aires

PE Casa YPF Luz – YPF Luz – 31 MW
PE Energética I – Fase III – Energética Argentina – 20 MW
PE Vidal – Genneia – 50 MW 

Litoral

PS San Carlos Norte – Solar Calingasta – 115,83 MW

La entrada Casi 1000 MW renovables podrían ser asignados en esta ronda del MATER de Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Para alcanzar las 6 GW en 2026, Colombia deberá invertir USD 122 mil millones en renovables

Como ya había anticipado Energía Estratégica, Colombia espera llegar para 2026 a 6GW en capacidad instalada de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) y seguir avanzando en estrategias que acompañen en lo ambiental, social y técnico a los promotores de proyectos de generación limpia para fortalecer la Transición Energética Justa.

Si bien en los últimos años, el Gobierno ha realizado esfuerzos sustanciales que ha llevado a un incremento en las inversiones de ocho veces en relación al desarrollo de energías renovables entre 2018 y 2021, aún queda mucho trabajo por delante para lograr este ambicioso objetivo

En este marco, el Foro Económico Mundial con el apoyo del Ministerio de Minas y Energía, el Ministerio de Hacienda y Crédito Público, Ecopetrol y el corredor de seguros y asesor de riesgos Marsh, publicó un informe titulado «Movilización de inversiones para energías limpias en Colombia», durante un evento que reunió a más de 100 participantes del sector público-privado para avanzar en la diversificación de la matriz colombiana.

El estudio calcula que para alcanzar los objetivos de capacidad instalada establecidos en el Plan Energético Nacional, Colombia necesitará desbloquear hasta 122 mil millones de dólares en inversiones en energías limpias.

También, estima la capacidad instalada actual y futura de las principales tecnologías renovables con una visión a largo plazo y estima un monto de inversión necesaria para viabilizar esa generación, a través del siguiente cuadro.

 

A su vez, el reporte le plantea al Gobierno la necesidad de planificar de políticas públicas que promuevan la inversión en la infraestructura de transmisión para la ejecución de proyectos de energías limpias; facilitar las medidas de concesión de permisos; aplicar mecanismos de incentivos más fuertes y fortalecer las relaciones entre las partes interesadas.

Por otro lado, también propone cuatro soluciones no políticas para ser implementadas por las partes locales interesadas en los próximos meses. Estas incluyen aprovechar el potencial de los clústeres industriales y sus compromisos de descarbonización, movilizar recursos financieros para desarrollar el sector del hidrógeno limpio, e implementar un modelo de cooperación social para fortalecer las relaciones entre las partes interesadas y apalancar un programa de transferencia de riesgos para proyectos de transición energética.

En línea con estas soluciones, el reporte destaca que en los próximos meses, las instituciones locales trabajarán para poner en práctica las recomendaciones del documento, guiadas por planes de aplicación detallados y con el apoyo de los miembros del grupo de trabajo.

Por ejemplo, los bancos multilaterales de desarrollo que participan en el grupo de trabajo se están esforzando en poner en marcha un mecanismo de crédito para el hidrógeno limpio adaptado al contexto de Colombia. 

“Asimismo, se está estudiando la creación de un clúster industrial en la ciudad de Cartagena para ampliar y desbloquear la financiación de energías limpias. Del mismo modo, Marsh espera desplegar la facilidad de seguros para proyectos energéticos en el país, y TRUST, junto a sus aliados comerciales, está tomando medidas para implantar un modelo de cooperación social”, señala el escrito.

A través de todo lo expuesto, los elaboradores del informe instan a las partes interesadas y a las entidades gubernamentales colombianas a considerar las recomendaciones presentadas y a tomar medidas para crear un entorno favorable para las inversiones en energías limpias en el país para reforzar los esfuerzos de transición energética de Colombia, así como el proceso de descarbonización de toda América Latina.

El informe completo

WEF_Mobilizing_Clean_Energy_Investments_in_Colombia_SP_2024

La entrada Para alcanzar las 6 GW en 2026, Colombia deberá invertir USD 122 mil millones en renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

¿Qué necesita Perú para que puedan entrar 23 GW de generación renovable?

De acuerdo al sector privado, si bien no han sido muchos los proyectos a gran escala que se han construido en los últimos años, el país ha logrado aumentar significativamente la capacidad instalada que tenía años atrás.

Además, se estima que existe un pipeline de 23 GW eólicos y solares que podrían entrar en los próximos años en la región. Sin embargo, Perú no está exento de desafíos para lograrlo.

En conversaciones con Energía Estratégica, Eduar Salinas, experto del sector energético, señala las medidas que se deberían tomar en el país para detonar la industria renovable y materializar esa cartera de 23 GW.

“En épocas de estiaje hemos abusado del diésel debido a la disminución de la generación eficiente y estamos al límite. En los próximos periodos de El Niño no podemos seguir utilizando esta fuente. Se deben tomar acciones que generen más contratos de suministro de energías no convencionales”, explica.

En este sentido, enfatiza en la necesidad de aprobar el proyecto de resolución que modifica la Ley N°28832, para asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica”.

Esta normativa propone dos cambios fundamentales: separación de energía y potencia en los contratos de suministro  y el establecimiento de bloques horarios al estilo chileno.

“La aprobación de esta normativa permitirá un nuevo canal para la venta de energía solar. Actualmente, la fotovoltaica no tiene la opción de contratar energía por sí sola. Por ello, es necesario este cambio porque abrirá un abanico de oportunidades para este tipo de tecnologías al volverlas más competitivas”, destaca.

Y agrega: “La ley viene siendo discutida en el Congreso desde hace años, por lo que es incierto cuándo se aprobará. No obstante, esperamos que sea este año porque las señales del mercado nos lo están solicitando”.

Según el especialista, teniendo en cuenta que fenómenos climáticos como El Niño ponen en jaque la seguridad del sistema, Perú debe tomar como experiencia lo ocurrido en otros países como Chile y mejorar ya la regulación de los servicios complementarios.

A su vez, hace hincapié en la necesidad de invertir en transmisión: “Las redes de infraestructura son un requisito fundamental para transportar mayor energía renovable y ya estamos retrasados. Si los proyectos entran antes que las redes, tendremos problemas de vertimientos de energía. Para evitar esto, hay que trabajar urgentemente en robustecer el sistema eléctrico”.

Por último, Salinas también solicita al Gobierno la entrada en vigencia del reglamento de generación distribuida en Perú, el cual viene siendo aplazado desde hace años. 

 “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. Esto ayudaría mucho a incrementar la actividad sobre todo a nivel industrial», augura.

Este tipo de generación permite que usuarios finales y libres, como hogares y 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.

 

La entrada ¿Qué necesita Perú para que puedan entrar 23 GW de generación renovable? se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

4 lempiras: La propuesta de tarifa de autoproductores en Honduras

La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) publicó la propuesta de tarifa para Usuarios Autoproductores presentada por la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), y la sometió a comentarios de los distintos actores del subsector eléctrico y de la ciudadanía en general mediante la consulta pública CREE-CP-05-2024.

Entre los principales aspectos de la tarifa de Usuarios Autoproductores, el informe técnico aprobado menciona que, conforme con lo dispuesto en la normativa aplicable, cada Empresa Distribuidora deberá proponer a la CREE para su aprobación la tarifa que se aplicará a los Usuarios Autoproductores basándose en los costos evitados de suministro. Las tarifas propuestas por la ENEE también se basarán en las categorías de usuarios establecidas en la NT-UAP. Y la remuneración que se hará a los Usuarios Autoproductores con la tarifa aprobada por la CREE será mediante créditos en la factura de suministro de energía eléctrica.

¿Cómo se calcularán esos créditos? En líneas generales, que se tomará el costo unitario de un kWh en la hora punta, la hora valle y semivalle/intermedio para sacar un promedio ponderado de referencia, que en estos momentos se encuentra en el orden de las 4 lempiras (16 cvs de dólar). Ese valor será mayor o menor, en función de lo que se esté inyectando y se traducirá en créditos a favor de los usuarios.  El detalle, se puede ver a continuación:

Desde el sector privado consideran que esta publicación es un avance positivo importante para las energías renovables en el mercado. No obstante, también observan que podría haber mejoras para dotar de mayor claridad y competencia a su implementación en el mercado hondureño.

Es preciso remarcar que la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE o Ley) expresa que desde 2014 se debería haber hecho. En concreto, el literal D. del artículo 15 de la LGIE establece que las empresas distribuidoras están obligadas a comprar el exceso de energía proveniente de fuentes de energía renovable que generen los usuarios residenciales y comerciales y que inyecten de retorno a la red, acreditándoles los valores correspondientes en la factura mensual.

Un primer punto advertido y cuestionado en la instancia de consulta pública es que en la propuesta de tarifa para usuarios autoproductores está hecha a medida de aquellos con paneles solares y no contempla otras tecnologías renovables con gran participación en el país.

«Hay aspectos que no quedan muy claros y podrían mejorarse, como que la normativa está orientada solo para energía solar pero la Ley refiere a la autoproducción renovable, esto es importante porque en Honduras hay muchos autoproductores de biogás (palmeros), biomasa (azucareros) y en algunas partes del país donde se trabaja en el agro o con cafetaleras se usan mucho los biodigestores. Y de mantenerse así la propuesta de tarifa de excedentes, estos autoproductores quedan fuera y no se les reconoce la inyección de excedentes».

Otra observación a la propuesta del sector público es que los usuarios tienen que hacer un registro previo y preocupa que este nuevo trámite podría retrasar la implementación del reconocimiento de la tarifa. Por ello, entre los pedidos de la iniciativa privada se destaca la necesidad que se establezcan tiempos de forma clara, desde que uno tiene su sistema instalado hasta que la ENEE hace la inspección y se empiece a reconocer la inyección al sistema.

Los interesados en emitir comentarios a la propuesta de tarifa de autoproductores podrán realizarlo en la consulta pública CREE-CP-05-2024 hasta el día de hoy, jueves 22 de agosto del 2024. Ya participaron más de 20 instituciones, entre ellas Argos Honduras S.A. de C.V., la Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE), Asociación de Proveedores de Soluciones de Energía Renovable Distribuida de Honduras (APRODERDH), Asociación para una Sociedad más Justa (ASJ), Celsia, Sielsol, Tecknos Solarm, y otras.

La entrada 4 lempiras: La propuesta de tarifa de autoproductores en Honduras se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Nuevo evento en el sistema eléctrico regional encendió las alarmas del operador

La semana inició con una alarma relevante emitida por el Ente Operador Regional del Mercado Eléctrico de América Central (EOR). Según informó la entidad, el 18 de agosto del 2024 a las 09:14 am se registró un evento en el Sistema Eléctrico Regional (SER) debido a la activación del esquema de desconexión automática de carga por baja frecuencia (EDACBF).

Este evento fue consecuencia del disparo de la línea de interconexión a 400 kV México – Guatemala (Tapachula – Los Brillantes) por la activación del Esquema de Control Suplementario, registrando un flujo de potencia máximo de aproximadamente 370 MW en la interconexión antes del suceso. Si bien, a las 9:30 am se logró sincronizar nuevamente la interconexión México-Guatemala, continúan las repercusiones en torno a las causas de aquel evento.

En primera instancia, se determinó que la pérdida de generación fue ocasionada por una caída en la generación fotovoltaica en el área de control de Honduras y posteriormente se informó sobre un disparo de generación en Panamá vinculada a una planta de gas natural.

Para tener mayores precisiones al respecto, Energía Estratégica contactó a Harmodio Arauz, exdirector del Centro Nacional de Despacho (CND) de ETESA, bajo cuyo rol fue representante de Panamá ante el EOR entre los años 2009 al 2013.

Remitiéndose al informe preliminar de evento, el especialista en el sistema eléctrico regional y local comunicó sobre una pérdida de 210 MW provenientes de la Planta Gatún.

«La planta de Gatún de Ciclo Combinado a Gas Natural (compuesta por 2 turbinas a Gas y otra a vapor) está en calidad de prueba por ser una planta nueva. En la regulación panameña esto significa que tiene permiso para hacer sus pruebas que pueden salir mal. Todos los agentes cuando entran en servicio tienen derecho a hacer sus pruebas», argumentó.

Y aclaró: «No hay penalidad por el evento contra el agente generador que tiene permiso para hacer sus pruebas autorizadas tanto por el CND y por el EOR. Sin embargo, las penalidades que se aplican son al área de control, aplicándose un cargo al país por las desviaciones causadas a los despachos de intercambio programados en el MER».

En estos eventos de pérdida de generación aseguró que «cada país pierde un poco», y en el caso de Panamá el déficit habría sido de 133.45 MW, pero se podrían ganar aprendizajes.

Ante esto, desde la perspectiva del especialista consultado, estas situaciones si bien implica retos también abre oportunidades de mejora en el Sistema Eléctrico Regional.

«Los Operadores de Sistema de cada país y el EOR han estudiado a profundidad el SER para mitigar estos eventos, ya sea por disparo de generadores, o de líneas o de transformadores de potencia de las distribuidoras y sean implementado diferente tipos de esquemas de protecciones. Cada vez que ocurre un evento es una oportunidad para en base a las consecuencias tratar de mejorar los sistemas», concluyó.

La entrada Nuevo evento en el sistema eléctrico regional encendió las alarmas del operador se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

En julio, la demanda de energía en Colombia aumentó 1.44% en comparación con el mismo mes del año anterior

Según XM, en julio de 2024 la demanda de energía fue de 6,944.32 GWh, lo que significa que aumentó 1.44 % en comparación con el consumo nacional de julio de 2023, donde la demanda fue de 6,801.31 GWh.

De las diez regiones del país, la que tuvo mayor consumo de energía fue Caribe con 2,001.58 GWh, seguida por Centro con 1,600.14 GWh, y por Oriente con 979.18 GWh.

“Dentro de las actividades económicas de mayor participación de demanda de energía en el mercado no regulado para julio de 2024 respecto a julio de 2023, se destacan: Industrias manufactureras con 842.69 GWh y Explotación de minas y canteras con 636.35 GWh, que representan un 39.84% y 30.09% de la demanda no regulada, respectivamente”, explica Juan Carlos Morales Ruiz, Gerente del Centro Nacional de Despacho de XM.

La demanda de energía eléctrica en julio de 2024 creció 1.44% respecto a julio de 2023. Por otra parte, en lo que va acumulado del año 2024 y con corte al 31 de julio, se tuvo un crecimiento del 4.11% de la demanda de energía del SIN en comparación al mismo periodo de 2023.

Es importante tener en cuenta que los crecimientos de la demanda de energía eléctrica se calculan como el promedio ponderado de los crecimientos de los diferentes tipos de días (comerciales, sábados, domingos y festivos). Con este tipo de cálculo disminuyen las fluctuaciones que se presentan en los seguimientos mensuales, originados por la dependencia del consumo de energía en relación con el número de días presentados en el mes de análisis.

Discriminado por tipo de consumidor, respecto al mismo mes del año anterior, en el consumo residencial y pequeños negocios (mercado regulado) se presentó un crecimiento del 2.37%, equivalente a 137.29 GWh y por su parte, en el consumo de industria y comercio (mercado no regulado) se presentó un decrecimiento del -0.63%, equivalente a 5.23 GWh.

Demanda de energía por regiones Guaviare es la región del país con mayor crecimiento en la demanda de energía eléctrica en julio de 2024 con un aumento de 4.93%, seguida por Caribe con 3.4%, Oriente con 2.23%, THC (Tolima, Huila y Caquetá) con 1.95%, Antioquia con 1.14%, CQR (Caldas, Quindío y Risaralda) con 0.94%, Valle con 0.04%, Centro con -0.19%, Chocó con -0.38%. La región que presentó el menor crecimiento en su consumo de energía fue Sur con -3.08%.

 

La entrada En julio, la demanda de energía en Colombia aumentó 1.44% en comparación con el mismo mes del año anterior se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

BayWa r.e. abre su segunda sede en Colombia para impulsar el mercado de energía renovable en el país

La compañía BayWa r.e., líder mundial en soluciones de energía renovable anunció la apertura de su primer centro de distribución en Barranquilla y segundo en el país después de Medellín, marcando un paso significativo en su expansión por Colombia.

Esta nueva sede está ubicada estratégicamente en el Parque Industrial del Caribe representa un hito significativo en el compromiso de la compañía con el mercado colombiano y el impulso hacia la transición energética de la región Caribe.

Caribe: más producción de electricidad

Actualmente Barranquilla está experimentando un notable crecimiento en energías renovables, con la energía solar emergiendo como una solución rentable para hogares y empresas, mejorando la estabilidad del servicio eléctrico y reduciendo costos operativos.

La apertura del centro de distribución permitirá que los instaladores accedan a productos con precios más competitivos y tiempos de entrega reducidos, facilitando así la implementación de proyectos fotovoltaicos eficientes y económicamente viables en toda la región.

La región Caribe de Colombia se ha consolidado como un epicentro para el desarrollo de energías renovables, principalmente debido a su alta irradiación solar de entre 5 y 6,5 kWh/m²/día (kilovatios hora por metro cuadrado por día).

La cantidad de electricidad que un panel solar puede generar es directamente proporcional a la cantidad de irradiación solar que recibe, lo que significa que los paneles instalados en esta región están expuestos a una cantidad significativa de energía solar. Esto resulta en una mayor producción de electricidad y mejora la eficiencia energética al permitir que los paneles operen cerca de su capacidad máxima.

Actualmente se desarrollan 122 proyectos de energía solar y eólica en siete departamentos, destacándose el potencial de la zona para la generación de energía limpia.

Carlos Parra, Director General de BayWa r.e. en Colombia, afirma: “Barranquilla es una zona clave en nuestra misión de liderar la transición energética en Colombia. Queremos ser un catalizador en la transformación energética del país, apoyando a instaladores, proveedores de servicios públicos e inversionistas para que hagan realidad sus proyectos de energías renovables.

Perspectivas de futuro

La compañía que opera desde noviembre del año pasado en el país, está comprometida con expandir su presencia en Colombia con planes de abrir más centros de distribución en un futuro cercano, posicionándose como un aliado estratégico para los instaladores solares, ofreciendo tecnología de punta y capacitación para acelerar la adopción de energías limpias.

“La región Caribe posee un potencial extraordinario para la energía solar, con una irradiación solar promedio superior al promedio nacional, lo cual la convierte en un lugar ideal para proyectos de energías renovables”, comenta Parra.

Innovación y compromiso

BayWa r.e. ofrecerá una amplia gama de productos incluidos paneles solares, inversores, baterías y soluciones de montaje. Además, la compañía proporcionará asesoría técnica personalizada y soporte para asegurar el éxito de los proyectos solares en la región. Esta iniciativa no solo generará empleo local, sino que también contribuirá a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, apoyando los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de Colombia.

Asimismo, los proyectos solares pueden ser oportunidades para educar a la comunidad sobre la importancia de la energía limpia y la conservación. Esto fomenta una mayor conciencia ambiental.

La entrada BayWa r.e. abre su segunda sede en Colombia para impulsar el mercado de energía renovable en el país se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Alerta por boicot a la licitación de 1500 MW en Honduras

Erick Tejada, secretario de gobierno en el Despacho de Energía, exhortó a la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) a aprobar los Términos De Referencia (TDRs) de la Licitación Abierta de Largo Plazo de 1500 MW.

De esta manera, el comisionado presidente de la CREE, Rafael Virgilio Padilla, fue instado a acelerar el proceso y a convocar a la brevedad a la Junta de Comisionados para aprobar lo pendiente.

Desde la perspectiva del secretario Tejada, las demoras podrían deberse a intereses particulares que buscan sabotear la licitación para «prolongar contratos vigentes» y «mantener precios altos».

De allí que la autoridad advierte que un retraso de seis meses en su aprobación es considerado un «boicot» a una convocatoria competitiva que tiene como fin cubrir el déficit de suministro y lograr menores precios para los hondureños.

«No hacerlo implica someter al país a precios elevados de energía, a posibles racionamientos y a un déficit de potencia firme eterno, si no se aprueba en los próximos días», aseguró Erick Tejada el día de ayer.

Y, mediante la red social X, amplio su declaración, indicando:

Es imperativo y urgente que el directorio de comisionados de la CREE apruebe TDRs de la Licitación de 1500 MW para que estas plantas ingresen entre 2027 y 2029.
Para 2025 y 2026 deberán de ingresar al menos 450 MW para lograr cubrir el crecimiento de la demanda. La CREE debe de emitir norma transitoria que permita mantener tarifa de energía eléctrica estable.
El almacenamiento de energía de los 750 MW de energía renovable variable instalados en el país es clave para suplir demanda durante horas pico y en verano.

En atención a estas declaraciones, desde la CREE, el comisionado Wilfredo Flores, aseguró que está al tanto de la situación y que está a disposición para avanzar.

«Yo ya estoy listo para aprobarlo. Pero somos los tres comisionados los que tenemos que aprobarlo y hay un proceso administrativo que seguir y es que el comisionado presidente llame ya a la Junta de Comisionados, lo aprobemos y ya se pase a la ENEE».

Por su parte, haciéndose eco de la situación, el Sindicato de trabajadores de la Empresa Nacional de Energía (STENEE) llamó a un acuerdo entre la ENEE y la CREE para evitar mayores retrasos que agudicen la crisis energética del país.

Según pudo saber Energía Estratégica, esta denuncia pública e insistencia del sindicato estaría destrabado la situación. Fuentes oficiales confirmaron a este medio que mañana jueves se podría convocar a la aprobación de los términos de referencia, de manera de poder dar rienda al proceso licitatorio durante este semestre.

La entrada Alerta por boicot a la licitación de 1500 MW en Honduras se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Secretario de Energía pide a distribuidoras detener competencia con emprendedores solares

«Es hora de que las Empresas Distribuidoras entiendan que deben ser aliados y no competidores en el desarrollo del sector solar,» afirmó el Secretario de Energía, Juan Manuel Urriola, durante la inauguración del Foro Empresarial «Energía: Nuevas Políticas en Marcha».

En este evento, organizado por la Cámara Panameña de Energía Solar, Urriola exigió un cambio en la dinámica entre Distribuidoras y Emprendedores Solares, advirtiendo que no se debe sacrificar el espacio de los Solares, en favor de prácticas empresariales que limitan el crecimiento.

El Secretario también subrayó que existen importantes desafíos que las Distribuidoras deben enfrentar antes del 2028 y que es imperativo trabajar juntos para construir un futuro energético sostenible. «La industria solar, que se representa a través de emprendedores comprometidos, necesita un entorno justo para prosperar”, concluyó Urriola.

Por su parte, Juan Andrés Navarro, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar, enfatizó que el Gremio no busca beneficios, ni ventajas competitivas, sino fomentar la colaboración entre todos los actores del sector. «Es momento de detener las prácticas desleales que perjudican la industria y a los consumidores,» afirmó Navarro.

Durante el evento, José Ramón Gómez, Jefe Regional de BiD, destacó las inversiones realizadas en el sector energético panameño y reiteró su disposición a continuar apoyando a las nuevas autoridades y al país en su transición energética.

Por su parte, el Gerente de la Empresa de Generación Estatal, Vicente Prescott presentó la situación actual de EGESA y el potencial que presenta el proyecto Chan 2, subrayando que sigue siendo una opción viable para el desarrollo energético del país.

El Foro se consolidó como una plataforma crucial para entablar un diálogo sobre las políticas energéticas futuras de Panamá, centrando la atención en el desarrollo sostenible y en la necesidad de prácticas justas que beneficien tanto a la industria como a los consumidores.

La entrada Secretario de Energía pide a distribuidoras detener competencia con emprendedores solares se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Ley de Armonización: Diputados a favor de la apertura del mercado de generación en Costa Rica

La propuesta de “Ley de Armonización del Sistema Eléctrico Nacional” avanza en la Asamblea Legislativa mediante el expediente N.° 23.414. Tres diputados se pronunciaron a favor del mismo y compartieron sus expectativas de aprobación, durante un panel de debate en el marco del Congreso de Energía 2024 de la Cámara de Industrias de Costa Rica (CICR). 

Participaron la Sra. Daniela Rojas, Diputada del Partido Unidad Social Cristiana (PUSC) y Presidente de la Comisión de Energía; el Sr. Manuel Morales, Diputado del Partido Progreso Social Democrático (PPSD) y la Sra. Cinthya Córdoba, Diputada del Partido Liberal Progresista (PLP).

Primeramente, la presidente de la Comisión de Energía, la diputada Daniela Rojas confió en que aunque haya dudas y aún se estén revisando algunas terminologías, como qué sería un «despacho óptimo», en líneas generales el consenso técnico existiría en diputados:

«Este es un proyecto muy técnico pero que nos guste o no, para bien o para mal, ya está en la parte política. Entonces, aunque técnicamente existan las razones para que el proyecto avance, la decisión resta solo desde la parte política (…) Yo estoy de acuerdo. Incluso mi aspiración era una apertura mayor y que más actores pudieran participar, pero vendrá el momento oportuno y la coyuntura que se preste para que esto sea mayor. Mientras tanto, avancemos aunque sea en los mínimos posibles (…) No hacer nada va a ser muy caro para los sectores y hasta para las empresas que representan pero sobre todo va a ser muy caro para el país, y con caro no estoy hablando solo en términos económicos sino en las consecuencias».

Por su parte, Manuel Morales, diputado del PPSD, fue contundente en asegurar que la apertura del mercado de generación será una medida positiva que repercutirá directamente en los usuarios y trazó una comparativa con el sector de telefonía que tuvo una baja significativa en los costes en las últimas dos décadas.

«Es un mercado que se va a mover para bien. Creo que un gran ejemplo fue con los celulares. Cuando el ICE tenía una sola línea de celulares, con mi primer celular en el 2000 la línea me costó 100.000 colones ¡100.000 colones! Ahora regalan las líneas y eso lo generó la competencia», ejemplificó.

Reforzando aquello, la diputada Cinthya Córdoba Serrano declaró: «Esto es un asunto de todos y por el país, es el ganar-ganar que necesitamos para mejorar la competitividad y que esté al alcance de todos y de todos. Por supuesto que creo que es importante el mercado mayorista y es algo que va a fomentar la competitividad y el uso eficiente de la energía, y por lo tanto es algo necesario que está en el marco del proyecto».

Pero la diputada del PLP, no sólo se detuvo a analizar la necesidad de aumentar la competencia sino también a la de mayor diversificación: «No hay que poner los huevos en una sola canasta. Hay que tener la posibilidad diversificar la oferta eléctrica».

De esta manera, los representantes de las diferentes fracciones políticas se pronunciaron a favor de la iniciativa que promueve la creación de un mercado mayorista competitivo, finalizando el monopolio del ICE y dando a lugar a contratos bilaterales entre más generadoras privadas renovables y grandes consumidores.

¿Por qué hay una necesidad de cambio para la apertura del mercado de generación? ¿Cuáles son las trabas en el Sistema Eléctrico Nacional actual? Desde el CICR, organizadores del Congreso al que asistieron los diputados, advierten que una primera contra es que la generación renovable privada está limitada por ley (ver más).

«La generación privada tiene un tope del 15% del total de la capacidad instalada de generación (capítulo I de la ley 7200 que autoriza la generación privada). Además, pueden realizarse proyectos BOT (build -operate – transfer) cuya propiedad al finalizar el contrato se traslada al ICE. Al igual que lo dispuesto en el capítulo I de la ley 7200, el total de los BOT no puede superar el 15% de la capacidad instalada de generación (capítulo II de la ley 7200). Esto resulta en la existencia de muy pocos actores que aporten a la generación del SEN y en un esquema con total ausencia de competencia».

Quitar esta traba, permitiría lograr los precios competitivos y diversificación de fuentes renovables de energía a los que hicieron referencia los diputados presentes en el Congreso de Energía 2024. 

La entrada Ley de Armonización: Diputados a favor de la apertura del mercado de generación en Costa Rica se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

La PlataformaH2 Argentina presentó un nuevo proyecto de ley de promoción del hidrógeno

La PlataformaH2 Argentina publicó una propuesta de marco regulatorio que permita trazar los objetivos e instrumentos necesarios para el desarrollo de la industria del hidrógeno renovable y de bajas emisiones y sus derivados en Argentina.

Este nuevo marco normativo actualizará la anterior ley N° 26123 (promulgada en 2006 y vencido su plazo de ejecución en 2021) y llega previo al proyecto de ley que anticipó el secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, el cual se presentaría en el mes de septiembre (ver nota)

La iniciativa de la PlataformaH2 Argentina prevé declarar de interés nacional el desarrollo de tecnología, producción, transporte, distribución, uso y aplicaciones del H2 de aquellas fuentes renovables definidas en la Ley N° 27191, como también de procesos que puedan certificar emisiones por debajo de límites máximos que definirá la autoridad de aplicación.

La propuesta busca facilitar la construcción de un consenso en torno a la oportunidad y la dimensión que representa el potencial del país, consenso que resultará una “condición excluyente para lograr un desarrollo robusto de la industria del H2”.

Asimismo, propone crear un Régimen de Promoción para la Industria del Hidrógeno (PROHIDRO) a fin de incentivar las inversiones en la materia, fortalecer la competitividad en el sector e impulsar tanto las exportaciones de hidrógeno y sus derivados como la utilización del H2 como insumo. 

El plazo para adherir al PROHIDRO será de 20 años, contados a partir de la entrada en vigencia del régimen para los proyectos de hidrógeno renovable, y 10 años para los de H2 de bajas emisiones; siendo en ambos casos un plazo prorrogable por única vez por hasta otra década. 

Mientras que los beneficios alcanzarían a todas  las nuevas inversiones en bienes de capital e infraestructura que conforman la cadena de valor: 

Generación renovable cuyo destino principal sea el abastecimiento de plantas de electrólisis. 
Centrales y equipamiento para captura, transporte y almacenamiento de gases de efecto invernadero. 
Electrolizadoras e infraestructura de almacenamiento, distribución y transporte
Plantas y obras de infraestructura para la producción de derivados del H2
Proyectos destinados a la obtención, procesamiento, almacenaje y/o despacho del hidrógeno de origen renovable y de bajas emisiones y/o sus vectores, incluyendo aquellas destinadas a desalinización de agua, licuefacción, gasificación y terminales portuarias.
Obras de almacenamiento de energía y transmisión eléctrica correspondientes al abastecimiento de plantas de electrólisis y/o a la interconexión 
Fabricación de equipamiento principal de la cadena de valor 

Aunque cabe aclarar que la estabilidad tributaria, aduanera y cambiaria tendrá vigencia durante los 30 años siguientes de la fecha de adhesión para las plantas de hidrógeno verde; pero aquellos H2 de bajas emisiones, el plazo será de 15 años.

Entre los beneficios e incentivos tributarios y aduaneros previstos se destaca que los proyectos podrán pagar el Impuesto al Valor Agregado (IVA – incluidas las percepciones) a sus proveedores, o a la Administración Federal de Ingresos Públicos en el caso de importaciones de bienes, a través de la entrega de Certificados de Crédito Fiscal.

En tanto que las importaciones de bienes de capital nuevos, repuestos, partes, componentes y mercaderías de consumo (incluyendo importaciones temporarias) se encontrarán exentas de derechos de importación, de la tasa de estadística y comprobación de destino, y de todo régimen de percepción, recaudación, anticipo o retención de tributos nacionales y/o locales.

Además, no podrán ser afectados por restricciones regulatorias sobre el suministro, transporte y procesamiento de los insumos destinados a tales exportaciones, como por ejemplo regulaciones que pretendan subordinar o reasignar los derechos.

Y si bien este proyecto de ley no considera una integración mínima y obligatoria de contenido nacional tal como lo hizo la iniciativa del Poder Ejecutivo de la gestión presidencial de Alberto Fernández, desde la PlataformaH2 Argentina proponen un incentivo adicional para la industria local. 

Puntualmente, aquellos emprendimientos que en sus inversiones acrediten un 60% de integración de componente nacional en las instalaciones electromecánicas (excluida la obra civil)  o el porcentaje menor que acrediten en la medida que demuestren efectivamente la inexistencia de producción nacional (no menor a 30%), tendrán derecho a percibir un certificado fiscal por un valor equivalente al 20% del componente nacional de las instalaciones electromecánicas. 

El mismo podrá ser cedido a terceros o utilizado por los sujetos beneficiarios o los cesionarios para el pago de la totalidad de los montos a abonar en concepto de Impuesto a las Ganancias, Impuesto al Valor Agregado, Impuestos Internos.

La entrada La PlataformaH2 Argentina presentó un nuevo proyecto de ley de promoción del hidrógeno se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Sirocco Energy crece en Latam con un enfoque especial en proyectos de gran escala

Por el fenómeno del nearshoring, la creciente demanda de energía ante fenómenos climáticos como El Niño y los compromisos internacionales de descarbonización asumidos,  crece el interés por invertir en proyectos renovables en Latinoamérica y se espera un repunte en la generación de fuentes limpias en los próximos años en la región.

En este contexto, Sirocco Energy, la empresa española que nace de la colaboración de dos gigantes de la industria, VORTEX y MeteoRed, con presencia en más de 40 países, es optimista y proyecta un incremento de su cuota de mercado en el continente latinoamericano .

En conversaciones con Energía Estratégica, Omar Halasa González, CEO de Sirocco Energy, señala: ““Las energías renovables en LATAM han experimentado un notable crecimiento. Esperamos acompañar esta tendencia durante 2024 y 2025, centrándonos en expandir nuestras soluciones de pronóstico de activos eólicos y solares”. 

Y agrega: “Nuestros objetivos de crecimiento están alineados a la expansión de nuestra presencia en el mercado latinoamericano, aprovechando las oportunidades de colaboración con actores locales y regionales. Las regiones más atractivas para la compañía son México, Brasil, Argentina, Colombia y Chile por su alto potencial de desarrollo en energía renovable”.

En este sentido, la compañía se especializa en proyectos a gran escala, donde sus soluciones de pronóstico generan un mayor impacto en la optimización y gestión eficiente de activos energéticos. 

“Nuestra colaboración con VORTEX y MeteoRed nos permite ofrecer soluciones personalizadas de alta precisión, tanto para portafolios como para activos individuales, mejorando así la eficiencia operativa. Además, pertenecemos a un holding de empresas dedicadas a realizar pronósticos a corto, mediano y largo plazo: Sirocco, Nebbo y Climate Scale”, enfatiza.

Desafíos para el impulso renovable en Latam

A pesar de las grandes oportunidades que existen en Latinoamérica para desarrollar proyectos renovables, el portavoz de la compañía reconoce que la región no está exenta de retos que hay que superar.

“Para impulsar el desarrollo de las energías renovables, sería beneficioso incentivar la inversión y la liberalización de los mercados, la reducción de la burocracia y una mayor facilidad para que las empresas puedan elegir a su proveedor energético”, advierte.

De esta forma, para el experto es fundamental fomentar la entrada de empresas nuevas y extranjeras en los mercados latinoamericanos a través de un marco regulatorio con visión a largo plazo que brinde certidumbre política. 

Según su visión, este debe incluir políticas de subsidios y financiamiento para proyectos de energías renovables para acelerar la adopción de estas tecnologías en la región.

La entrada Sirocco Energy crece en Latam con un enfoque especial en proyectos de gran escala se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Detectan «inconsistencias» en el Proyecto de Decreto sobre Autogeneración y Producción Marginal en Colombia

El pasado viernes 16 de agosto, el Ministerio de Minas y Energía publicó para comentarios el proyecto de regulación «Por el cual se modifica el Decreto 1073 de 2015, en relación con los lineamientos de política energética en materia de autogeneración y producción marginal» que exige simetría en las condiciones de participación en el mercado mayorista.

De acuerdo al documento, al emitir la regulación para la entrega de excedentes al Sistema Interconectado Nacional (SIN), o para el consumo de energía desde el SIN por parte de los autogeneradores y productores marginales, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) asegurará que a estos les apliquen las mismas reglas de una planta de generación con condiciones similares en cuanto a la cantidad de energía que entrega a la red.

Esto incluye los derechos, costos y responsabilidades asignados en el reglamento de operación, reportes de información, condiciones de participación en el mercado mayorista, en el despacho central y en el esquema de cargo por confiabilidad, entre otros.

segunda_publicación_decreto_autogeneración

En este marco,  Daniela Mercado Mendoza, Managing Partner en DM Energy Consulting, compañía líder en la asesoría del mercado de las fuentes no convencionales de energía renovable, destaca que la aprobación de la normativa “modificaría sustancialmente” la actividad de la autogeneración, sobre todo, a gran escala y explica los motivos.

“Se estipula que la CREG deberá expedir la regulación que establezca a los autogeneradores las mismas reglas que les son aplicables a las plantas de generación. Sin embargo, esta indicación resulta tan etérea que no delimita el tipo de obligaciones que los AGPE y AGGE deberán empezar a considerar, por ejemplo, si será necesario su constitución como Generadores (ESP)”, advierte.

Y agrega:  “A los autogeneradores a pequeña escala que entreguen energía en un sitio distinto al de producción – autogeneración remota -, se les deberá dar el mismo tratamiento que una planta menor (reglas contenidas en la resolución CREG 086 de 1996)”.

De esta forma, alerta que, de aprobarse la regulación, la obligación que actualmente existe para plantas mayores a 100 kW de suscribir un contrato de respaldo con el Operador de Red, quedaría únicamente para instalaciones mayores a 1 MW.

Ante estos cambios, Juan José Angulo, socio en Angulo Martinez firma especializada en brindar asesoría sobre energía eléctrica y sostenibilidad también analiza la normativa y brinda su punto de vista.

“El proyecto tiene buenas intenciones envueltas en el dilema de la sábana corta queriendo cubrir al mismo tiempo la cabeza y los pies. Refleja una importante dificultad para encontrar coherencia y consistencia entre su justificación, el problema que quiere resolver y las disposiciones que contiene”, denuncia a través de sus redes sociales.

De acuerdo al experto, la Ley 142 creó en 1994 los esquemas independientes como una excepción desde la óptica de los servicios públicos domiciliarios. No obstante, el mundo ha cambiado demasiado desde entonces y a la luz de la masificación de temas eléctricos, estos cada día se distancian más de la noción de servicio público.

“Cada día es más difícil armonizar nuestro régimen de servicios públicos domiciliarios inspirado en el mundo del siglo pasado; con las necesidades y opciones que ofrece la actualidad”, insiste.

Y concluye: “Es esencial desarrollar una doctrina que aborde el estudio jurídico de la electricidad como una nueva categoría dentro de la industria legal del país. Posiblemente sea hora de migrar hacia un régimen legal de la electricidad que aborde la energía eléctrica por fuera (y por encima) de la perspectiva de servicios públicos».

La entrada Detectan «inconsistencias» en el Proyecto de Decreto sobre Autogeneración y Producción Marginal en Colombia se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

BLC Power Generation lidera proyectos de energías renovables

BLC Power Generation alcanzó un hito histórico en estos últimos 7 años, ha ampliado su presencia a más de 600 plantas, ha instalado más de 30 GW de capacidad, el equipo de soporte técnico ha brindado asistencia a plantas por más de 13 GW garantizando la máxima eficiencia y confiabilidad de las operaciones. Asimismo, ha optimizado la gestión y monitorización de más de 1 GW de activos.

La confianza de sus clientes ha sido fundamental para llevar a cabo proyectos de gran envergadura. Entre ellos se destacan el Parque Híbrido de la Central Térmica Manantiales Behr de YPF Luz en Argentina, la Microgrid Híbrida del Campus Thomas Aquinas College, trabajado en colaboración con Tesla y Capstone Green Energy en Estados Unidos, y el Ecoparque Solar de la Refinería, de Ecopetrol, en Colombia.

Estos proyectos demuestran la adaptabilidad de la suite de soluciones Optimum PG de la empresa. La misma, permite integrar diversas tecnologías para monitorear, controlar y gestionar activos de generación de energía eléctrica.

Este primer parque solar construido dentro de una refinería fue un acontecimiento clave para Colombia. BLC Power Generation trabajó junto a Ecopetrol, ABB, Sonepar, PowerChina y la propia Refinería de Cartagena para hacerlo posible. Grandes personalidades del Gobierno colombiano, como el Presidente Gustavo Petro y el Ministro de Minas y Energía, Omar Andrés Camacho Morales, estuvieron presentes en la inauguración.

Equipado con 40.146 paneles solares, este parque fotovoltaico cuenta con la capacidad de producir más de 22 GWh de energía renovable al año, equivalente al consumo de 18.200 hogares colombianos. Además de aumentar la capacidad energética del país, esta nueva planta solar se destaca por su impacto positivo en el medio ambiente y la economía local, al reducir notablemente las emisiones de CO2 de la refinería en aproximadamente 21.000 toneladas anuales.

El proyecto se llevó adelante con el objetivo de reemplazar parcialmente el uso de energía térmica por energías renovables. La planta requiere un control integral, que se logra a través de la suite de soluciones Optimum PG, junto con otros sistemas, garantizando así un correcto funcionamiento.

«Coordinar y vincular los sistemas de control existentes con las nuevas tecnologías de potencia, datos, comunicación, redes y ciberseguridad en un entorno de refinería ha sido un gran desafío técnico. Trabajamos junto a más de 10 proveedores alineando tareas y compartiendo experiencias”, afirmó Andrés MacGuire, Gerente de Proyecto y agregó “Ser parte del primer parque solar dentro de una refinería en Latinoamérica, representó un hito muy importante en la transición de la matriz energética en Colombia, de la cual nos enorgullece formar parte», concluyó.

BLC Power Generation sigue apostando por un futuro más sustentable en Latinoamérica. La participación en este tipo de proyectos reafirma su compromiso de acompañar una transición energética más eficiente, fortaleciendo su presencia en los mercados clave de la región.

 

La entrada BLC Power Generation lidera proyectos de energías renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

Expectativa por el Foro Regional sobre Hidrógeno Verde en Santa Cruz

El próximo viernes 30 de agosto se llevará adelante en El Calafate el «Foro Hidrógeno Verde: condiciones para su desarrollo«, organizado por la provincia de Santa Cruz y la PlataformaH2 Argentina.

El Foro contará con la participación del gobernador Claudio Vidal, así como ministros y otros funcionarios provinciales y nacionales, incluyendo representantes de ambas cámaras del Congreso Nacional y más de 20 empresas con inversiones en la provincia patagónica. Además, estarán presentes representantes de la delegación de la Unión Europea en Argentina, la embajada de Alemania y la embajada de Países Bajos y las principales cámaras de energía, entre algunos de los invitados de alto nivel.

El evento se desarrollará a través de presentaciones y paneles, cuyos ejes serán: la cooperación internacional para el impulso del hidrógeno verde, el desarrollo de la industria renovable y el despegue del hidrógeno verde en Argentina, el marco regulatorio, el desarrollo industrial y las oportunidades de inversión y empleo para las provincias.

El hidrógeno verde ofrece una oportunidad de exportar la energía renovable que se produce en el país a otras regiones. Al respecto, Juan Carlos Villalonga, representante de la PlataformaH2 Argentina, aseguró que “La Argentina tiene la oportunidad de ser un proveedor confiable de hidrógeno verde en la transición energética global, pero debe moverse rápido. Necesitamos un marco regulatorio que promueva inversiones y una hoja de ruta clara, porque el mercado del hidrógeno será muy competitivo”.

El encuentro se llevará a cabo desde las 9 hs. en el Hotel Posada Los Álamos – calle Ing. Guatti 1135- de la ciudad de El Calafate. La inscripción previa es a través del siguiente link https://url1.io/BNomm

La entrada Expectativa por el Foro Regional sobre Hidrógeno Verde en Santa Cruz se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

FES Colombia: Erco Energy, Atlántica y GCL expondrán sobre las oportunidades de mercado en renovables

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, Erco Energy, compañía enfocada en soluciones innovadoras de energía solar y movilidad electrica encabezará el tercer panel a través de su CEO, Juan Camilo López Llano, con la mirada puesta en analizar estrategias de inversión y financiación de proyectos renovables en Colombia.

ERCO Energy opera en cuatro áreas clave: la construcción de granjas solares en modalidad de EPC; la administración, operación y mantenimiento de activos propios y de terceros; la representación de granjas solares propias y de terceros en el mercado; y, transacciones de energía a través de NEU, su innovadora comercializadora digital de energía.

Durante el panel «Impulso a la transición energética en la región Andina: Oportunidades, proyectos destacados y visión de futuro», López Llano, explorará la potencialidad de desarrollar de comunidades energéticas en Colombia, un concepto que ha ganado terreno en los últimos años en el país. 

A su turno, el panel  titulado «Estrategia renovable de Colombia: Seguridad energética y diversificación de la matriz» contará la participación de Vitor Rodrigues, Director técnico Latam and Iberia de GCL y Gracia Candau, Country Manager Colombia de Atlántica Sustainable Infrastructure, empresa generadora y comercializadora de energía renovable.

A través de su portavoz, GCL, proveedor líder de polisilicio, obleas de silicio y otras materias primas fotovoltaicas, expondrá sobre las últimas tendencias en la región latinoamericana, siendo Brasil, Colombia, Chile y México, los mercados más atractivos para la compañía en Latam.

Además, Candau revelará la cartera de proyectos de energía no convencional proyectados para el país de cara a su objetivo de apoyar la transición energética mediante el desarrollo, inversión y gestión de infraestructuras sostenibles, creando valor a largo plazo para sus stakeholders.

Cabe destacar que Atlántica tiene en el país plantas solares como «La Sierpe», «La Tolua», «Tierra Linda» y «Honda 1 y 2» y planea seguir expandiendóse con nuevos proyectos para continuar diversificando la matriz colombiana.

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.

La entrada FES Colombia: Erco Energy, Atlántica y GCL expondrán sobre las oportunidades de mercado en renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

ACERA advirtió por la quiebra de proyectos si se aprueba que los PMGD financien los subsidios eléctricos de Chile

La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) puso en duda la continuidad y situación financiera de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), en caso de que continúe el plan de que éstos financien los subsidios eléctricos del país. 

La medida sugerida por el ministro de Energía, Diego Pardow, prevé que el aporte provenga del diferencial entre el precio estabilizado  (DS 244)  y el costo de desarrollo (considerando mayoría de tecnología fotovoltaica); por lo que tal iniciativa no cayó bien dentro del sector energético y desde ACERA manifestaron su preocupación por las consecuencias que podría acarrear.

“La propuesta planteada por el Ministerio de Energía significa la quiebra de todos los PMGD, de USD 3500 millones de inversión”, alertó Sergio del Campo, presidente de ACERA, durante una sesión de la Comisión de Minería y Energía del Senado. 

“Con ese proyecto no solamente no se cumple el contrato de crédito y provoca la quiebra total del sector PMGD, sino que además se le pide que abastezca a las pequeñas y medianas empresas (PyMEs), asumiendo riesgos que nunca estuvieron establecidos en las condiciones iniciales del proyecto de ley, como por ejemplo cortes internodales (curtailment)”, agregó. 

Y cabe recordar que, además del eje dedicado a la disminución tarifaria, el gobierno esbozó la idea de habilitar la venta de inyecciones de los Pequeños Medios de Generación Distribuida a clientes regulados que sean elegibles en el proceso. 

Es decir que la medida no estuvo en línea con lo previsto hace dos meses, cuando el gobierno sólo anticipó una reforma al régimen de abastecimiento de suministro a clientes regulados con el fin de que puedan comprar energía a los PMGD y así disminuir en aproximadamente un 7% del precio de la energía.

Este quiebre y cese de operaciones por parte de los PMGD se podría dar en el cortísimo plazo si es que avanza la propuesta dentro del proyecto de ley proyecto de ley de subsidio eléctrico. Puntualmente entre la fecha de tramitación del proyecto de ley y julio del 2025. 

¿Por qué? “Los bancos tomarán inmediatamente moderación financiera para ver si los proyectos cumplen con lo establecido en los contratos”, argumentó Sergio del Campo.

“Es una expropiación de ingresos sin la posibilidad de recuperarlos y seria afectación de la certidumbre jurídica y confianza del inversionista en el país. Lo que se traduce en el incremento del riesgo regulatorio por cambios no consensuados ni discutidos, menor competitividad y mayor concentración por la disminución del interés de los competidores”, complementó.

Pero más allá de sólo criticar la iniciativa del Poder Ejecutivo, desde la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento aportaron una serie de propuestas que permitan paliar la situación, ya sea desde mayores recursos fiscales hasta facilidades de pago a la población. 

El eje recaudatorio prevé la inclusión en el presupuesto del país de 2025,  “de tal forma de utilizar los recursos del Estado para proteger a los ciudadanos de los efectos colaterales perjudiciales del mecanismo de estabilización que intervino el mercado a inicios del 2020”, la redirección de recursos de líneas presupuestarias que actualmente no se hayan utilizado y aportes provenientes del financiamiento internacional.

Mientras que las facilidades de pago a la población podrían implicar el financiamiento a la demanda garantizado por el Estado vía un bono soberano y por los USD 450 millones que se busca recaudar a partir de los PMGD.

“Los US$450 millones implican un subsidio promedio de $2,508 pesos mensuales por cliente. A una tasa de 7,3% anual por 20 años, financiar los US$450 millones resulta en un pago por cliente de $842 pesos por mes aproximadamente. El neto durante los 3 años sería $1,666 pesos a favor de cada cliente por mes durante el periodo transitorio”, explica la presentación de ACERA.

“Posterior a los tres años, cada cliente continuará pagando $842 pesos mensuales durante 20 años, los que serán compensados por las bajas en los precios de energía a partir del 2028”, detalla. 

La entrada ACERA advirtió por la quiebra de proyectos si se aprueba que los PMGD financien los subsidios eléctricos de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

GEB llamó a agilizar la permisología de proyectos de infraestructura energética en Colombia

En un contexto global marcado por la urgencia de acelerar la diversificación de la matriz hacia fuentes de energía más limpias y sostenibles, Colombia se encuentra en un punto de inflexión presionado por los efectos del cambio climático que afectan el suministro eléctrico en periodos de estiaje.

Bajo esta premisa, el Grupo Energía Bogotá (GEB), en alianza con El Espectador y Caracol Medios, desarrolló el foro ‘Ambiente e infraestructura: retos para construir la transición energética justa’ (ver transmisión), un encuentro en el que se analizaron los desafíos y oportunidades que enfrenta el país para la entrada de más proyectos renovables

En ese marco, Juan Ricardo Ortega, presidente del GEB fue tajante y destacó que la transición energética sólo será posible si se ejecutan proyectos de transmisión de energía eléctrica y se fortalece la red. 

«Tomamos el compromiso por el país de sacar adelante todo este proceso de las renovables no convencionales sobre todo en la Costa Caribe con el objetivo de avanzar en la transición energética y resolver problemas de desigualdades inmensas que Colombia ha mantenido por toda su historia”, explica

Y agregó: “Este mes iniciaremos el proceso de construcción de la línea Colectora lo cual es un hito. En este proceso de diálogo y colaboración con el Gobierno que nos ha apoyado de manera muy comprometida se dieron algunos aprendizajes: Colombia debe repensar los marcos administrativos y legales para poder enfrentar la transición energética”.

Según el ejecutivo, los efectos del cambio climático se han vuelto muy difíciles de predecir lo cual genera riesgos inmensos al sector energético que se traducen en precios exorbitantes de energía. 

Para Ortega, la única forma de lidiar con esos retos es a través de la construcción de proyectos de infraestructura que consistan en el fortalecimiento de las líneas de transmisión y distribución para la entrada de energía renovable no convencional.

En este sentido, recomendó: “Necesitamos adoptar políticas como las de Brasil donde, una vez que se aprueban los proyectos, estos vienen con el licenciamiento incluido y no se frenan por consultas previas como ocurre en Colombia”.

“Hoy en día es muy difícil desarrollar proyectos en el país. Hay muchos de generación y transmisión frenados por 6 años. Si no logramos entre todos construir una forma distinta de aproximar esos retos, vamos a tener un problema muy grande», advirtió.

En otras palabras, llamó a agilizar la permisología ya que esta resulta el principal cuello de botella para el impulso de una mayor entrada de proyectos renovables. 

Un ejemplo de ello es la línea de transmisión Sogamoso, que robustecería el sistema eléctrico en Cundinamarca, Boyacá y Meta pero que aún no ha logrado iniciar por problemas para licenciar los tramos ante la oposición por parte de comunidades.

“La transición energética oportuna requiere el avance de procesos de licenciamiento ambiental que viabilicen los proyectos de transmisión. Si no obtenemos la licencia de los proyectos Norte y Sogamoso, Bogotá empezará a tener limitaciones en el suministro de energía a partir de finales del 2025”, enfatiza.

De esta forma, concluyó que mientras no entren en operación proyectos de transmisión como estos, Colombia continuará utilizando energía proveniente de combustibles fósiles y no podrá avanzar en la transición energética justa.

La entrada GEB llamó a agilizar la permisología de proyectos de infraestructura energética en Colombia se publicó primero en Energía Estratégica.

energiaestrategica.com, Informacion, Información de Mercado

DOE emite una solicitud de información para el plan de acción de transmisión de energía eólica marina en la Costa Oeste de Estados Unidos

El Departamento de Energía de los EE. UU. (DOE) emitió una solicitud de información (RFI) centrada en la transmisión de energía eólica marina (OSW) en la Costa Oeste . Con el respaldo de la Ley de Reducción de la Inflación, esta RFI es parte de un enfoque de varios niveles para recopilar información con el fin de abordar los desafíos y las barreras para capturar de manera eficiente energía limpia y confiable de los recursos eólicos marinos de la Costa Oeste y entregarla a las comunidades que más la necesitan. Desde 2021, el DOE y la Oficina de Gestión de Energía Oceánica (BOEM) del Departamento del Interior han estado colaborando para promover la energía eólica marina (OSW) en las costas del Atlántico y del Oeste en apoyo del cumplimiento del objetivo de la Administración Biden-Harris de implementar 30 gigavatios (GW) de OSW para 2030 y 15 GW de OSW flotante para 2035, además de desbloquear un camino para implementar 110 GW para 2050.

“La energía eólica marina limpia y confiable está ganando impulso en las costas de Estados Unidos, pero cada costa tiene su propio conjunto de barreras y desafíos únicos”, dijo Maria Robinson, directora de la Oficina de Implementación de la Red del Departamento de Energía de Estados Unidos . “Los esfuerzos de coordinación y convocatoria federales pueden reunir las voces regionales de las naciones tribales, los líderes locales y estatales, los grupos de planificación, la industria privada y otras entidades para hacer realidad el enorme potencial de la energía eólica marina de la Costa Oeste. La energía eólica marina es fundamental para lograr un sector energético libre de contaminación de carbono para 2035 y una economía 100% neta cero para 2050, y el DOE está utilizando todas las herramientas a su disposición para impulsar esta importante industria”.

La planificación y la ubicación de la infraestructura de transmisión para la energía eólica marina involucra a varias autoridades federales, operadores de sistemas independientes y organizaciones regionales de transmisión (ISO/RTO), comisiones de servicios públicos, departamentos estatales de pesca y vida silvestre y otras organizaciones comunitarias, en parte porque la transmisión debe ubicarse tanto en alta mar como en tierra. Comprender las limitaciones relacionadas con el uso compartido de los derechos de paso de transmisión nuevos o existentes permitirá que las entidades de planificación de la transmisión y las autoridades de ubicación tomen decisiones utilizando la mejor información y ciencia disponibles. En marzo de 2024, el DOE y BOEM publicaron Un plan de acción para el desarrollo de la transmisión eólica marina en la región atlántica de EE. UU. , que refleja los comentarios recopilados de una serie de reuniones celebradas entre 2021 y 2023 para abordar los desafíos de transmisión de OSW específicos de la costa atlántica.

La financiación de la Ley de Reducción de la Inflación ha permitido al DOE ampliar los esfuerzos de transmisión de energía eólica marina a la Costa Oeste. Además de esta RFI, el DOE y la BOEM han estado recopilando información desde enero de 2024 a través de una serie de reuniones específicas con naciones tribales, agencias federales y estatales, proveedores de cable y transmisión, organizaciones pesqueras, organizaciones no gubernamentales, desarrolladores, sindicatos, empresas de servicios públicos y otras entidades para discutir los aspectos de la planificación de la transmisión que son más significativos y aplicables para ellos. A los efectos de este trabajo, «Costa Oeste» incluye los estados de California, Oregón y Washington. Hawái y Alaska no están incluidos en este trabajo, ya que los esfuerzos federales de OSW aún no están en marcha en esos estados.

La información recopilada a través de la RFI y la serie de reuniones se utilizará para informar el Plan de Acción de la Costa Oeste para el Desarrollo de la Transmisión Eólica Marina, que incluirá un conjunto de recomendaciones para abordar los desafíos de transmisión eólica marina a corto, mediano y largo plazo. Con una publicación prevista para principios de 2025, las recomendaciones abordarán la planificación técnica, el desarrollo de tecnología, la ubicación, las políticas, las iniciativas de apoyo y las asociaciones que conducen a un diseño e implementación efectivos de la transmisión eólica marina.

En febrero de 2023, el DOE publicó la Revisión de la literatura sobre transmisión eólica marina de la Costa Oeste y el análisis de las deficiencias , que resume los análisis de transmisión disponibles públicamente para la energía eólica marina de la Costa Oeste e identifica las deficiencias en los estudios existentes. La revisión detecta una falta de información sobre la tecnología de transmisión flotante, una deficiencia en la identificación de rutas factibles para cables marinos y una priorización limitada de la coordinación interregional en la planificación de la transmisión.

El DOE también está realizando un análisis de transmisión a lo largo de la Costa Oeste (California, Oregón y Washington) para detallar las opciones de transmisión para apoyar el desarrollo de energía eólica marina en el Océano Pacífico, cuya publicación se espera para 2025.

La solicitud de información publicada hoy ofrece la oportunidad de enviar una respuesta por escrito sobre temas de transmisión, incluidos la ubicación, la tecnología y las consideraciones de políticas para la Costa Oeste. Las respuestas deben recibirse antes del 3 de octubre de 2024 y pueden enviarse por correo electrónico a OSWTransmission@hq.doe.gov .

La entrada DOE emite una solicitud de información para el plan de acción de transmisión de energía eólica marina en la Costa Oeste de Estados Unidos se publicó primero en Energía Estratégica.