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UPME trabaja para que se conecten 1 GW de renovables por año brindando apoyo técnico especializado

La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) está trabajando para que Colombia pueda incorporar aproximadamente 1 GW de energía renovable anualmente, adelanta Adrián Correa Flórez, director de la entidad, en diálogo con Energía Estratégica.

Para alcanzar este objetivo, la UPME creó el “equipo 6G”, un grupo técnico multidisciplinario que brinda apoyo a los desarrolladores de proyectos energéticos, desde los trámites iniciales hasta la puesta en marcha.

Correa Flórez destaca la importancia de este grupo de profesionales en la aceleración de procesos clave, “que hace un acompañamiento cercano al desarrollo de todos estos proyectos”. Este equipo técnico está compuesto por ingenieros, abogados, especialistas ambientales y sociales, quienes apoyan en diversas etapas, como la gestión de permisos ante alcaldías, licencias ambientales, contratos de conexión y pruebas con el operador del sistema XM.

El titular de la UPME subraya que se está acompañando especialmente a los proyectos eólicos en la Guajira, que jugarán un papel central en la matriz energética del país. “Esperamos que podamos estar incorporando anualmente algo cercano a una giga”, remarca el funcionario, afirmando que este es un ritmo saludable de incorporación de nueva energía renovable al sistema.

Segundo ciclo de asignación de puntos de conexión

Por otra parte, la UPME avanza en el segundo ciclo de asignación de puntos de conexión, un proceso crucial para el desarrollo de nuevos proyectos renovables. Correa explica que la entidad ya ha publicado las capacidades disponibles en la red de transmisión, lo que permitirá a los desarrolladores conectar sus proyectos al Sistema de Transmisión Nacional.

En 2023, el primer ciclo de asignación culminó con más de 8 gigavatios adjudicados, pero Correa advierte que en este segundo ciclo «la capacidad a asignar será menor que en el ciclo pasado, porque ya asignamos la máxima capacidad posible». No obstante, el funcionario señala que el proceso sigue siendo clave para habilitar nuevas inversiones en el sector.

Modificación de la resolución 075 en 2025

La UPME también planea una reforma del esquema de asignación de capacidad actualmente regulado por la resolución 075, que será revisada en 2025. “Este proceso tiene que ser reformado, tiene que ser ajustado porque necesitamos generar mecanismos que blinden un poco el que las solicitudes presentadas sí tengan alta probabilidad de ser posteriormente ejecutados y desarrollados”, sostiene Correa.

Además, la UPME trabaja en ordenar las señales de expansión y en hacer que la asignación de capacidad esté alineada con un plan de expansión de generación, de manera que la asignación de capacidad responda a las necesidades tecnológicas y geográficas del país. La reforma busca garantizar que los proyectos adjudicados en los próximos años sean más viables y eficientes.

Balance del Segundo Paquete de Obras Urgentes y el impacto en la transmisión

Correa también compartió que la UPME ha tenido uno de sus años más productivos en cuanto a obras de transmisión. “Hemos ya sumado inclusive más de 10 obras aprobadas, que se posiciona ya como uno de los años más prolíficos y más eficientes en términos de nuevas obras de transmisión en la historia de la unidad”, resalta Correa, al referirse al Segundo Paquete de Obras Urgentes.

Entre las obras más destacadas está la instalación de compensadores síncronos en el Caribe colombiano, una tecnología que mejora la estabilidad del sistema y permite la incorporación de más proyectos solares. “Esto nos pone a la vanguardia en los sistemas de transmisión en toda la región”, añade Correa.

Asimismo, subraya la importancia de la obra en el departamento del Chocó, que por primera vez contará con una obra del Sistema de Transmisión Nacional. “Estas obras, fuera de lo importante para la prestación del servicio, realmente son apuestas que transforman regiones porque las vuelven más competitivas”, asegura Correa.

Con estas nuevas infraestructuras, la UPME prevé que se podría despachar entre 3 y 5 gigavatios adicionales de energía renovable en los próximos años, lo que será fundamental para modernizar el sistema eléctrico colombiano y permitir la transición hacia una matriz más limpia.

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Cambios en el sector energético mexicano: dudas y próximos pasos 

La semana pasada, México aprobó la reforma del artículo 25, 27 y 28 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos (CPEUM), en materia de áreas y empresas estratégicas. En el sector energético, esto implica que CFE y Pemex vuelven a ser concebidas como empresas públicas y tendrán prioridad en el mercado. 

Aquello ha despertado voces en contra, no sólo en la sesión de votación de la Cámara de Senadores y en Diputados con mociones de pedido de suspensión, sino también en el sector privado que verá reducida su participación en el mercado frente a las empresas de un Estado que será juez y parte si además se dan a lugar la desaparición de los órganos reguladores en materia energética, como la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).    

“Con esta nueva reforma energética, sumado al tema de los fideicomisos y los reguladores que se están eliminando, no nos queda muy claro cómo van a quedar los trámites en el sector energético, quién va finalmente a poder gestionar nuestras solicitudes y cuáles van a ser las ventanillas disponibles para poder hacerlo”, planteó Ángel Mejía Santiago, presidente de la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica A.C. (AMIF), observando que se debería trabajar por mayor fluidez para lograr trámites expeditos. 

Ante este escenario complejo, la iniciativa privada está atenta al avance de la implementación de nuevas medidas porque esta podría contribuir al despliegue de nueva capacidad renovable variable, como aquellas que se darían tras la reciente aprobación de las Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACGs) para la integración de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica al Sistema Eléctrico Nacional, y otras por venir. 

“Creemos que estos esfuerzos van a ser en beneficio de poder incrementar la participación de tecnologías como la solar o eólica, pues las soluciones de almacenamiento sobre todo van a darle confiabilidad a la red aquí en México y van a ayudar de alguna manera la penetración de renovables”, señaló Ángel Mejía Santiago.   

Al ser las DACGs, como su nombre lo indica, de carácter general, de acuerdo con el referente empresario se tendrán que hacer varias aclaraciones y también varios manuales para poder autorizar la interconexión de este tipo de soluciones.  

Hasta tanto ello suceda, para dar lugar a nuevas inversiones con energía solar y baterías tanto en gran escala como en generación distribuida, la iniciativa privada ya explora modelos de negocio posibles y estrategias como peak shaving que generen retornos interesantes para los usuarios.  

“Creemos que pueden abrirse nuevas oportunidades de negocio aquí en México que los asociados de AMIF tienen que aprovechar al integrar tecnologías de almacenamiento de energía en baterías con sistemas de paneles solares”, consideró el presidente de la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica A.C. (AMIF)

Y explicó: “Siempre queda un limbo en clientes entre 500 kW y 5 MW, que creemos que con este tema de almacenamiento y si se dan los mecanismos suficientes para que las aprobaciones de los proyectos sean lo más fácil posible en temas de burocracia, abrirá una muy buena oportunidad para todas estas empresas”. 

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Provincia de Buenos inaugurará sus primeros dos parques solares con baterías conectados en distribución

El gobierno de la provincia de Buenos Aires inaugurará dos nuevos parques de generación solar con almacenamiento, que se ubicarán en las localidades Polvaredas y Del Carril, partido de Saladillo, en el marco del Programa Provincial de Incentivos a la Generación Distribuida (PROINGED).

El proyecto Del Carril cuenta con 910 paneles fotovoltaicos monocristalinos de 550Wp cada uno (total de 550 kW de potencia pico) y 140 baterías con una capacidad de almacenamiento total de casi 1300 kWh. Mientras que la planta solar Polvaredas posee 250 kWp de potencia, repartidos en 455 módulos FV monocristalino, y 650 kWh de almacenamiento (84 baterías)

Los parques suman una inversión cercana a los USD 2.850.000 y son los primeros dos proyectos conectados a la red de distribución del PROINGED que incluyen generación renovable + storage, hecho que representó un desafío para su puesta en marcha. 

“Esta innovación tecnológica amplía el sistema de despacho de la energía, permitiendo inyectar y atender demandas que se encuentran por fuera del horario de generación solar. Para ello, cuenta con un sistema inteligente que administra los recursos para optimizar su rendimiento”, explicó Carlos Fuhr, coordinador del área técnica del PROINGED. 

“En función de las demandas de las localidades, estamos en la etapa de programación correcta para que las baterías no cumplan más de un ciclo diario, y que se abastezca el parque, considerando que los picos de consumo de las zonas son entre las 12 a 15 hs, justo cuando el parque tiene la máxima radiación solar”, complementó en diálogo con Energía Estratégica.

Es decir que si bien ambos parques ya están conectados a la red, al ser primera vez que el gobierno bonaerense utiliza baterías de litio, comenzó con chequeos con telemedición para aumentar paulatinamente la operación del BESS en la etapa de pruebas para el correcto funcionamiento de los paneles solares y las baterías. 

Con estos nuevos Parques solares, Saladillo suma un total de 3 plantas operativas (el restante es una central de 330 kWp ubicada en la localidad de Cazón), sumando para el conjunto del partido un total de 1 MWp solar, con los cuales se abastece a un más de 600 hogares con un consumo promedio de 200 kWh mensual y un ahorro de emisiones de CO2 de 800 toneladas al año.

Y a nivel provincial, Buenos Aires totaliza 28 plantas solares operativas bajo el PROINGED por un total de 9,6 MWp, con una generación promedio anual de 14.000 MWh año (más de 6.000 hogares), lo que implica un ahorro en emisiones de 7.600 toneladas de CO2 al año.

¿Qué representa para la provincia la inauguración de los parques?

“Responde a dos objetivos principales: dar respuesta a la necesidad de mejora del servicio eléctrico en el partido y avanzar en la innovación tecnológica respecto a la generación de energía fotovoltaica. Al ser los dos primeros parques con esta tecnología que se instalan en la PBA, servirán como experiencia para explorar su replicabilidad en otras localidades”, indicó Gastón Ghioni, subsecretario de Energía de la provincia de Buenos Aires.

Además, la Subsecretaría de Energía trabaja con un Plan Estratégico de Transición Energética que busca integrar y promover la diversificación de la matriz de generación, con foco principal en las renovables y la generación distribuida un “pilar imprescindible” a desarrollar, junto con la eficiencia energética y la realización de obras de transporte eléctrico necesarias para la red. 

“Venimos trabajando fuertemente en reglamentar y fomentar la GD. A partir de la Reglamentación provincial se empezó a trabajar en la realización de encuentros de capacitación y difusión en distintos municipios en los que se difunden y profundizan sus beneficios y aplicaciones. Adicionalmente, nos encontramos trabajando en el diseño de la normativa necesaria para dar lugar a proyectos de distribuida comunitaria, que será un paso importante para incorporar otros actores”, agregó.

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Reporte Wood Mackenzie: la competitividad global del LCOE renovable continúa acelerándose

En 2024, el panorama mundial del costo nivelado de la electricidad (LCOE) continúa reflejando avances significativos en las tecnologías de energía renovable, con la energía eólica y solar a la cabeza, según los últimos informes de LCOE de Wood Mackenzie.

«En las distintas regiones, la competitividad de costos de estas tecnologías muestra una variación significativa, pero en general, las energías renovables están en camino de superar a las fuentes tradicionales de combustibles fósiles”, dijo Ahmed Jameel Abdullah, analista de investigación sénior de Wood Mackenzie.

En el caso de la energía solar fotovoltaica, el LCOE de los sistemas de eje fijo promedia 66 USD/MWh a nivel mundial, con un amplio rango que va desde 28 USD/MWh hasta 117 USD/MWh, lo que refleja la influencia de la geografía, los avances tecnológicos y las condiciones del mercado regional.

Los sistemas fotovoltaicos de seguimiento de un solo eje tienen un desempeño ligeramente mejor, con un promedio de 60 USD/MWh, con un rango que va desde 31 USD/MWh hasta 103 USD/MWh, lo que refuerza su creciente papel en proyectos a escala de servicios públicos.

En cambio, la tecnología eólica terrestre tiene un coste nivelado de energía global promedio de 75 dólares por MWh, que va desde los 23 dólares por MWh hasta los 139 dólares por MWh, lo que demuestra su competitividad en una variedad de terrenos y mercados.

La energía eólica marina, en particular los sistemas flotantes, sigue siendo cara: las instalaciones fijas cuestan en promedio 230 dólares por MWh y los sistemas flotantes 320 dólares por MWh. Se espera que estos costos disminuyan con el tiempo, pero siguen siendo más altos que los de las opciones terrestres.

Los informes de Wood Mackenzie cubren las regiones de Europa, América del Norte, América Latina, Asia Pacífico y Oriente Medio y África.

Asia Pacífico

En 2024, el LCOE de las tecnologías renovables como la eólica y la solar en APAC disminuyó un 16%, impulsado por una caída del 21% en los costos de capital. La energía solar fotovoltaica sigue siendo la opción de generación más barata de la región, y la presión competitiva conduce a reducciones significativas en los costos del proyecto.

La energía fotovoltaica distribuida también experimentó una reducción de costos del 33%, lo que refleja la competencia del mercado y la mejora de la eficiencia de los módulos para tecnologías como TOPCon y HJT. Sin embargo, la energía eólica marina sigue siendo una tecnología premium, con una competitividad de costos limitada en gran medida a China, mientras que otros mercados continúan enfrentando altos gastos de capital debido a las presiones inflacionarias y de la cadena de suministro en curso.

Europa

En Europa, el LCOE promedio de las energías renovables se redujo modestamente en un 0,2%, a pesar de que los costos de instalación disminuyeron un 9% entre 2020 y 2023, debido a los desafíos financieros que presenta la financiación de los proyectos. La energía solar fotovoltaica a gran escala en el sur de Europa es líder, ya que se beneficia de importantes reducciones en los costos de capital y logra el LCOE más bajo de la región.

Para 2060, las tecnologías renovables podrían ser hasta un 85% más baratas que los combustibles fósiles, mientras que la inversión sostenida en tecnologías despachables con bajas emisiones de carbono sigue siendo crucial para garantizar la estabilidad de la red a medida que se expanden las energías renovables.

América del norte

El informe LCOE de América del Norte de 2024 revela importantes reducciones de costos para las tecnologías de energía renovable, con la eólica y la solar a la cabeza. El LCOE de las tecnologías renovables disminuyó un 4,6 % en 2024, respaldado por una caída del 4,2 % en los costos de capital. Para 2060, se espera que el LCOE de la energía solar a escala de servicios públicos disminuya en un promedio del 60 %, impulsado por los avances en la tecnología celular y el aumento de la capacidad de producción de componentes clave como el polisilicio.

Se proyecta que la energía eólica terrestre en los EE. UU. experimente una reducción del 42 % en el LCOE, lo que subraya la competitividad a largo plazo de las energías renovables en la región. Sin embargo, la energía eólica marina enfrenta presiones de costos a corto plazo, pero experimentará una reducción significativa del LCOE de hasta el 67 % para 2060, lo que destaca su creciente papel en la combinación energética futura.

América Latina

En 2024, el LCOE promedio de las energías renovables en América Latina disminuyó un 8%, impulsado por la disminución de las presiones en la cadena de suministro y la caída de los costos de capital.

La energía solar fotovoltaica de un solo eje ahora cuenta con el LCOE más bajo de la región, especialmente en mercados maduros como Brasil, Chile y México. Para 2060, se proyecta que las energías renovables tendrán una ventaja de costos del 70% sobre los combustibles fósiles, lo que resalta su creciente competitividad. Como resultado, Brasil y México están preparados para ver un aumento en las oportunidades del mercado comercial, ya que la disminución de los costos de la energía solar y eólica supera los precios de la electricidad, lo que crea un potencial de ingresos significativo.

Oriente Medio y África

En 2024, la región de Oriente Medio y África (MEA) está siendo testigo de una notable reducción del costo nivelado de la energía (LCOE) para proyectos solares y eólicos, impulsada por una disminución del 13% en los costos de capital por kW. Esta disminución, impulsada por la estabilización de las cadenas de suministro, destaca la posición de la energía solar fotovoltaica como la fuente de energía más rentable en la región.

Con Arabia Saudita y los Emiratos Árabes Unidos beneficiándose de una alta irradiación solar, la energía solar fotovoltaica con seguidores de un solo eje surge como la opción más atractiva para los desarrolladores, que alcanzarán un LCOE competitivo de US$19,7/MWh para 2060.

“Estos resultados ponen de relieve la creciente competitividad de las tecnologías de energía renovable a nivel mundial, con importantes reducciones de costos proyectadas en todas las regiones para 2060”, afirmó Abdullah. “Las rápidas reducciones de costos en todas las regiones resaltan no solo la creciente competitividad de las energías renovables, sino también el potencial para reconfigurar fundamentalmente los mercados energéticos, las economías e incluso la geopolítica. A medida que las tecnologías de energía renovable maduren y se amplíen, el campo de juego para la generación de energía cambiará decisivamente hacia la sostenibilidad, la eficiencia y la resiliencia.

“La próxima década no solo verá la caída del predominio de los combustibles fósiles, sino también el auge de una innovación sin precedentes en la forma de generar, almacenar y distribuir energía, creando un futuro en el que la energía no solo sea más barata, sino también más accesible y adaptable. Las implicaciones para las industrias, los responsables de las políticas y las comunidades son profundas y preparan el terreno para un nuevo liderazgo en la transición energética global”.

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Coordinador Eléctrico de Chile actualizó la hoja de ruta de transición energética con foco en 100% renovable al 2030

El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile publicó la actualización de su Hoja de Ruta para una Transición Energética Acelerada, en la que analiza en detalle los desafíos que tiene el proceso y los pasos para la operación del sistema hacia el 2030. 

El documento prevé altos niveles de inserción de energías renovables no convencionales (ERNC), a tal punto que incluye el retiro de más centrales térmicas a carbón y que las ERNC pasen de poco más del 30% (alcanza hasta un 70% en ciertos horarios) al 100% de la matriz para comienzo de la siguiente década. 

Y por lo tanto, remarca que se dará un cambio de recursos principalmente síncronos convencionales a aquellos basados en electrónica de potencia o inversores, equilibrando volúmenes crecientes e inciertos de ERV y sistemas de almacenamiento (de más de 4 horas).

Incluso, en los procesos de conexión por acceso abierto que lleva adelante el Coordinador, se identifica una capacidad de almacenamiento de 9,8 GW, con una duración aproximadamente 4 horas, equivalente a 40,6 GWh aprobados para declararse en construcción, por lo que se espera que buena parte de dichos proyectos se vayan materializando durante los siguientes años.

“Asimismo, se deberá permitir una operación cada vez más descentralizada, dada por la creciente integración de energía proveniente de recursos energéticos distribuidos, como los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD)”, agrega el documento. 

Pero para ello, el organismo encargado de la coordinación de la operación del sistema plantea la necesidad de una serie de reformas regulatorias profundas al diseño y funcionamiento del mercado eléctrico, a la forma como se desarrolla y planifica la red, a las especificaciones y requerimientos técnicos de las nuevas tecnologías que habilitarán la transición energética.

Primeramente, sugiere la necesidad de cambiar el sistema de tarificación mayorista hacia un esquema basado en ofertas vinculantes de energía, potencia y servicios complementarios, sumado a la adopción de acciones “urgentes” para nuevas obras de transmisión eficientes y seguros, a fin de que no estancar la construcción de proyectos renovables. 

“Actualmente, la normativa no da señales de localización de mediano y largo plazo a las futuras centrales generadoras, por lo que éstas, muchas veces, se instalan en áreas congestionadas en capacidad de transmisión, limitando su aporte y forzando expansiones de la red. Resulta fundamental una asignación eficiente de los costos de transmisión entre los actores del mercado eléctrico, de forma tal que no recaiga solo en los consumidores el costo del desarrollo de esta”, detalla la Hoja de Ruta.

Una de las obras claves consideradas es la línea de transmisión de corriente continua (HVDC) Kimal-Lo Aguirre, dado que permitirá transferir 3000 MW renovables desde el norte al centro del país y así evitar los vertimientos que hoy en día están en altos niveles históricos. 

Mientras que por el lado de las licitaciones de suministro también se propone una “profunda revisión” (hecho ya esbozado por el sector), considerando que generalmente hubo adjudicaciones por criterios de provisión de energía al menor precio, aunque en las últimas licitaciones se han incluido consideraciones para hacer más competitiva la provisión de energía 24/7 mediante, por ejemplo, sistemas de almacenamiento.

“Adicionalmente, el proceso de descarbonización requiere que la nueva generación renovable que se incorpore no solo reemplace las fuentes de generación de energía que se retiran, sino, también, que cuente con los atributos que éstas últimas aportan a la seguridad y calidad de servicio”, manifiesta el archivo. 

“Junto con lo anterior, se deberían identificar las particularidades y restricciones que se produzcan a nivel global y zonal, según la localización de las energías renovables y la salida de generación en base a combustibles fósiles, evaluando la conveniencia o necesidad de establecer distinciones, de acuerdo a la realidad de cada zona del SEN, red única en el mundo, con una topología y extensión sólo comparable al sistema eléctrico de Australia”, subraya.

Por todo ello y más es que, la Hoja de Ruta para una Transición Energética Acelerada del Coordinador estará abierta a comentarios y observaciones de los distintos grupos de interés hasta el viernes 8 de noviembre, mediante el correo electrónico hojaderuta@coordinador.cl.

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¿Qué papel tendrá el Cono Sur en la expansión renovable al 2030?

La Agencia Internacional de Energía (IEA por sus siglas en inglés) publicó un nuevo reporte sobre el análisis y previsiones de la energías renovables hasta el año 2030, en el que se detalla que el mundo añadirá más de 5500 GW de nueva capacidad verde en lo que resta de la corriente década. 

Eso representará casi tres veces el aumento observado entre 2017 y 2023, sumado a que se igualará la potencia energética total de las principales economías actuales, lo que acercará al mundo al objetivo de triplicarla (asumido en la COP28). 

Latinoamérica tendrá un papel importante en esa expansión, de modo tal que se proyecta la incorporación de 190 GW de capacidad verde, liderado por la energía solar fotovoltaica, que representará el 72% de las nuevas incorporaciones, seguida de la eólica con el 19%, mientras que la hidroeléctrica tendrá un papel menor con el 5%.

¿Qué rol tendrá el Cono Sur? Brasil encabezaría el desarrollo regional, aportando el 58% (cerca de 110 GW) de la potencia proyectada para la región, producto del auge de la generación distribuida y los acuerdos bilaterales para proyectos a gran escala. 

Ello se debe a que los clientes industriales están contratando a los desarrolladores eólicos para grandes cantidades de potencia renovable para cumplir con los objetivos corporativos de descarbonización.

“Por el lado de la generación distribuida, en Brasil, los generosos beneficios de la medición neta han llevado a un auge de la capacidad, y se espera que las incorporaciones se mantengan altas durante todo el período de pronóstico, aunque los incentivos están disminuyendo”, añade el documento.

Según la Agencia Internacional de Energía, Brasil no sólo tendrá un lugar relevante en Latinoamérica, sino que también lo hará a nivel global, ya que aportaría 5 puntos porcentuales de la generación mundial de energía renovable, ubicándose a la la par de India y sólo por detrás de China, Europa y Estados Unidos. 

Chile, por su parte, contribuiría con el 14% de la nueva capacidad (26,6 GW) mediante la combinación de licitaciones de suministro, plantas comerciales y crecientes contratos de compra – venta de energía (PPA), con foco en la tecnología fotovoltaica y el almacenamiento de energía como puntos claves para “abordar los desafíos de transmisión y la desconexión entre oferta y demanda”.

Mientras que Argentina hará lo propio con el 4% de las nuevas instalaciones (alrededor de 7,6 GW), impulsadas también por acuerdos PPA y la participación en el mercado mayorista de electricidad.

“Sin embargo, el país enfrenta obstáculos financieros y regulatorios que han retrasado algunos proyectos, especialmente en el sector hidroeléctrico, donde las inversiones han sido más lentas”, subraya el documento.

A pesar de estos avances, el reporte de la IEA señala que la expansión de la infraestructura de transmisión sigue siendo un desafío crítico en toda la región, ya sea desde largas esperas para la conexión de las centrales (Brasil) o limitaciones de infraestructura que han llevado a la reducción de generación e instalación renovable, como por ejemplo en Chile y Argentina. 

Por lo que la IEA concluye que, a pesar que las energías renovables, especialmente la fotovoltaica, desempeñarán un papel crucial en la matriz energética del Cono Sur, con un crecimiento acelerado que podría superar a la hidroeléctrica como la principal fuente de energía en 2030, también insiste en que la región deberá superar los desafíos de transmisión y regulación para consolidar su liderazgo en la transición energética.

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Laboratorio CDV firma acuerdo con Genneia para abastecer el 80% de la demanda de sus tres plantas de elaboración de vacunas veterinarias con energías renovables

Genneia y Laboratorio CDV, compañía dedicada a la elaboración de biológicos para la salud animal, anuncian un acuerdo estratégico que contempla el 80% de abastecimiento de energía limpia a las tres plantas elaboradoras de vacunas veterinarias ubicadas en el Parque Industrial de Pilar.

Con casi 40 años de experiencia en la investigación y elaboración, a gran escala, de biológicos para la sanidad animal, CDV cuenta con dos modernas plantas de producción organizadas según áreas de trabajo, diseñadas de acuerdo con normativas nacionales e internacionales de calidad y bioseguridad.

La reciente alianza entre ambas compañías se formaliza a través del sistema privado Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), estableciendo un contrato de suministro de energía verde para sus plantas durante un período de siete años, con la opción de ser renovados. La energía renovable provendrá de un conjunto de activos de Genneia, compuesto por parques eólicos y solares.

El consumo energético de ambas plantas es de 6400 MWh por año, lo que equivale al consumo promedio de 17.225 hogares argentinos. Esto significa que alrededor de 5120 MWh consumidos son de origen renovable.

CDV está presente en múltiples mercados globales, ofreciendo una amplia variedad de productos y servicios enfocados en la prevención. Su portafolio incluye vacunas virales y bacterianas, vacunas contra la Fiebre Aftosa, además de reactivos y servicios de diagnóstico.

“En 2024, logramos que nuestras dos plantas operen con energía eléctrica proveniente de fuentes renovables, gracias a los acuerdos de provisión de energía verde que firmamos en 2023, también se sumará en esta línea nuestra tercera planta en desarrollo que estará operativa en 2025. Esto nos permitirá aumentar la producción en beneficio de la sanidad animal, al mismo tiempo que preservamos el ambiente. Los altos estándares de calidad que ofrecemos en nuestras plantas de elaboración, alineados con las exigencias de los mercados internacionales, refuerzan nuestro compromiso con el concepto de ‘One Health’, una visión que reconoce la interconexión entre la salud humana, la salud animal y la salud del ecosistema.” afirmó Juan Roô, gerente General de Laboratorio CDV.

Por su parte, Gustavo Castagnino, director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad | ESG de Genneia agregó: “Estamos orgullosos de poder brindar energía verde a una de las compañías de sanidad animal más importantes de Latinoamérica. Esta acción nos permite continuar avanzando en un cambio cada vez más sólido en materia de energías renovables para descarbonizar los procesos industriales”.

Genneia también acompañará el desarrollo de la Planta 3 del Laboratorio CDV

Tras una inversión de 80 millones de dólares, Laboratorio CDV se encuentra en una etapa avanzada de construcción de su tercera Planta de elaboración de vacunas generales dentro del Parque Industrial Pilar, que estará operativa durante el primer semestre de 2025. Este nuevo espacio de producción está diseñado bajo las exigencias establecidas por la clasificación internacional de planta clase mundial o World Class Manufacturing, con la visión de adoptar las características de “industria verde» para optimizar los recursos y transformarla en un espacio eficiente, incorporando diseño, tecnología e innovación en sus tres pilares principales: la construcción, el equipamiento y la eficiencia de la gestión de los recursos naturales. 

Juan Roô afirmó que: “Creemos que estamos dando un paso firme hacia la sostenibilidad al lograr que el 80% de todas nuestras operaciones provengan del consumo de energías renovables por parte de Genneia, la compañía líder en Argentina en la generación de energías limpias que en el 2024 alcanzó 1 GW de capacidad instalada. Esta incorporación se traduce en la reducción de emisiones ambientales, en donde la compañía ya cuenta con diversos parques certificados internacionalmente por Verified Carbon Standard (VCS). Esto le permite entregar Certificados de Reducción de Emisiones de CO2 y, desde nuestra compañía, podremos compensar las emisiones productivas, logrando disminuir nuestra huella de carbono, logrando un proceso de offset o cancelación de emisiones ambientales.”

 

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FMI atento al avance del sector energético en Honduras: pliegos tarifarios y licitación de 1500 MW

La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) recibió a miembros del Fondo Monetario Internacional (FMI), para abordar temas de interés en el sector energético. 

El equipo del FMI estuvo encabezado por el jefe de misión para Honduras, Ricardo Llaudes, y el representante residente Christian Henn. Por su parte, la CREE estuvo representada por los comisionados Abg. Rafael Padilla y el Ing. Leonardo Deras, junto a personal técnico. 

“La misión del FMI en Honduras tiene como objetivo principal ver los temas macroeconómicos del país en envías de la firma de un nuevo acuerdo para aportar fondos al presupuesto nacional. Dentro de los temas que abarca, la situación del sector energético del país representa obviamente un contingente fiscal muy importante”, introdujo el Ing. Leonardo Deras

En diálogo con Energía Estratégica, el comisionado Deras señaló que los temas la reunión versaron principalmente en temas asociados a la salud financiera del sector energético, en especial a la situación de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE); por lo que, se compartieron detalles vinculados a los procesos de aprobación de los pliegos tarifarios y la licitación de 1500 MW.   

Sobre el primero de estos puntos, el comisionado explicó que ya están ingresando en la etapa final para poder emitir un pliego tarifario definitivo en el área de distribución y están avanzando en la definición del monto para transmisión. 

Ing. Leonardo Deras – comisionado – CREE

“Hay cinco estudios técnicos que la ENEE tiene que desarrollar, para que a finales del 2025 estemos ya emitiendo una tarifa definitiva en la parte de distribución. Respecto a transmisión, es necesario aclarar que aún no se han aprobado tarifas pero sí se realiza el cobro de un fee; estamos regularizando ese tema para alinearnos a la ley y prevemos que en diciembre del 2024 estaremos finalizando y aprobando ya una tarifa para el rubro de transmisión, que inicialmente será provisional”.

Según comentó el Ing. Deras, los miembros de la misión del FMI en Honduras se mostraron interesados en conocer aquel cronograma entre la CREE y ENEE en tema tarifas pero además pusieron sobre la mesa el cumplimiento de pago a las generadoras y las oportunidades de nuevas inversiones por la licitación de 1500 MW.    

“El otro elemento en el que ellos estaban muy interesados era la licitación de los 1500 MW y querían conocer de parte del regulador cuáles han sido los retrasos y sobre todo cuáles son las posibles contingencias que puede tener la licitación”.

“La verdad es que todos estamos trabajando en función de lograr que vengan más oferentes al proceso licitatorio porque este proceso tiene unos retos importantes porque se utilizará una modalidad que es inédita en el país que son los contratos BOT, en la que los oferentes tendrán que cargar con las inversiones por un tiempo de 15 años y después las plantas y las obras de transmisión asociadas pasarían a la ENEE. Por lo que, probablemente, ese sea uno de los retos principales. 

El segundo reto es el problema financiero de la ENEE, por lo que habría que ver el mecanismo financiero para llevarlo a cabo para que los inversionistas se puedan sentir cómodos haciendo esas inversiones y que estén seguros que van a recuperar la inversión a lo largo de 15 años que dura el BOT”.

De acuerdo con el comisionado, “ellos mostraron su anuencia” a los avances que ha logrado el sector y “pudieron comprobar que efectivamente el regulador está listo para para poder desarrollar los cronogramas planteados”. De esta manera, en términos generales el balance de la CREE es “positivo” tras dejar en claro que sus acciones están dirigidas a “ayudar a mejorar la situación técnico financiera” de la ENEE y resto del sector energético. 

¿Qué dicen desde el FMI?

En un reciente comunicado de prensa emitido por el Departamento de Comunicaciones del FMI al término de la misión, se incluyeron las siguientes declaraciones del equipo técnico en las que se explican las conclusiones preliminares a las que llegaron para mejorar la salud del sector energético en el país:

“El equipo se sintió alentado por la reciente tendencia decreciente en las pérdidas de electricidad por parte de la ENEE. No obstante, se acordó que la continuidad de las reformas será vital para apuntalar la salud financiera de la ENEE. 

Las autoridades concordaron que, a corto plazo, es prioritario reducir los atrasos de pago de la ENEE mediante emisiones de bonos domésticos y mejorar la coordinación entre los entes gubernamentales relevantes para abordar los desafíos de la ENEE. Estas medidas también son esenciales para atraer la inversión necesaria para ampliar la capacidad de generación y garantizar un suministro adecuado de energía. 

Paralelamente, se comprometieron a continuar otras reformas estructurales, como la integración de las tres unidades de distribución de la ENEE y la actualización de su contabilidad financiera a las normas internacionales”.

Tras las reuniones llevadas a cabo en Tegucigalpa, del 7 al 18 de octubre del 2024, se comunicó que los jefes de misión han llegado a un acuerdo a nivel de personal técnico con autoridades locales.

Ahora bien, las políticas económicas necesarias para completar la primera y segunda revisión de los acuerdos en el marco del Servicio de Crédito Ampliado (SCA) y el Servicio Ampliado del FMI (SAF) aún están sujetas a la aprobación del Directorio Ejecutivo del FMI en las próximas semanas.

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Milei y Macri admitieron colaboración para el recambio en la Secretaría de Energía de Argentina

Javier Milei y Mauricio Macri reconocieron la cooperación para el recambio de nombres al frente de la Secretaría de Energía de Argentina, que días atrás implicó la salida de Eduardo Rodríguez Chirillo y el ingreso de María del Carmen Tettamanti.

“Nos han pedido colaboración en términos de reforzar el equipo de Energía. Pero todavía no hablé con la Fundación Pensar, que es la que está trabajando”, declaró públicamente quien gobernó el país entre 2015 y 2019. 

“Trabajamos regularmente con Macri y tenemos un diálogo muy profundo”, sentenció el actual presidente de la Nación al ser consultado sobre los dichos del ex-mandatario durante la salida de un coloquio organizado por el Instituto para el Desarrollo Empresarial de la Argentina (IDEA). 

Cabe recordar que Macri fue uno de los políticos de mayor peso que respaldó al líder de La Libertad Avanza (LLA) durante la campaña electoral, principalmente desde el momento que Patricia Bullrich (candidata de Juntos por el Cambio y actual ministra de Seguridad de la Nación) no ingresó al balotaje, en el cual Milei resultó ganador.

Mientras que por el lado de la flamante secretaria de Energía trabajó durante el segundo semestre del 2023 como responsable de gas de la Mesa de Energía de la Fundación Pensar, el think tank que elabora estrategias electorales y políticas públicas para Propuesta Republicana (PRO), liderado por Macri. 

Es decir que María del Carmen Tettamanti reportaba directamente a Emilio Apud, ex-titular de la cartera energética nacional entre abril y marzo de 2001 y quien también fue asesor energético de Bullrich durante las elecciones presidenciales que se realizaron el año pasado.

A partir de ese asesoramiento surgió la propuesta para “reordenar la economía y potenciar la producción de Argentina”, que incluyó una serie de reformas para la industria energética y retomar el impulso que tuvieron las renovables hasta 2019, en los que se adjudicaron más de 190 proyectos por 5133 MW de potencia.

Además, Tettamanti tiene 60 años, ha sido una persona de consulta del secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, y posee una vasta carrera de más de tres décadas en el sector, esencialmente en distribución de gas natural, con pasos en  Camuzzi Gas Pampeana, Total Austral, Albanesi y Metrogas.

Sumado a que es licenciada en Economía recibida en la Universidad Nacional de La Plata (UNLP), con un máster en la Universidad del UCEMA, y distintos cursos en economía ambiental y energías renovables. 

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CND socializa criterios para habilitar o eximirse de brindar servicios complementarios: ¿Cómo impacta a eólicas y solares?

El Centro Nacional de Despacho (CND) de Honduras ha dado un paso clave en la implementación de la «Norma Técnica Transitoria de los Servicios Complementarios de Control de Voltaje y Potencia Reactiva, y Desconexión de Cargas».

Durante una jornada virtual de socialización llevada a cabo ayer jueves 17 de octubre, se detallaron los procedimientos para que las centrales de generación eléctrica, incluidas las de fuentes renovables como eólica y solar, soliciten su habilitación o bien presenten excepciones a ciertos requerimientos.

Este proceso responde al Acuerdo-CREE-47-2024, emitido por la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), y tiene el propósito de regular la prestación de servicios complementarios en el sistema eléctrico hondureño.

Luis Felipe Mejía Morales, representante del CND, explicó que el objetivo de esta normativa es garantizar que todas las centrales generadoras contribuyan a la estabilidad del sistema eléctrico.

“La norma técnica transitoria de los servicios complementarios de control de voltaje y potencia reactiva, en su artículo 13 y 14, menciona que las empresas generadoras, comunidades o centrales generadoras deben contribuir al control de voltaje y potencia reactiva. Para este fin, el presente documento presenta los requisitos que tienen que cumplir en atención a lo que dice la norma”, señaló Mejía Morales. Asimismo, enfatizó que “cada coordinado que no pueda cumplir con uno de estos requerimientos puede incluirlos como excepciones dentro de la misma solicitud de evidencia”, conforme al artículo 6 de la norma.

Requisitos para la habilitación y las excepciones

Las centrales generadoras deben demostrar que pueden operar en modos de control de voltaje y potencia reactiva conforme a lo establecido en la norma. Entre los requisitos se encuentra la capacidad de operar en el rango de +0.95 y -0.95 de factor de potencia en condiciones normales, así como la permanencia en operación durante eventos de emergencia con voltajes fuera de los rangos normales. Además, deben poder reducir la inyección de potencia activa y suministrar potencia reactiva durante eventos de hueco de voltaje.

En caso de no poder cumplir con estos requerimientos, las centrales pueden solicitar excepciones, sustentadas con justificaciones técnicas y económicas. “La solicitud de excepción tiene que ir con su respectivo sustento que puede ser un documento, un PDF, una imagen o una descripción. Eso tiene que ser información suficiente que nos permita a nosotros, como el Centro Nacional de Despacho, poder validar la excepción solicitada o el justificativo de la provisión del servicio”, detalló Mejía Morales, agregando que se tomarán en cuenta las medidas correctivas que se propongan, así como los costos asociados a cumplir con el requerimiento, los cuales no deben exceder el 1% de las ventas anuales de la empresa generadora.

Impacto en centrales eólicas y solares

En el caso específico de las centrales eólicas y solares, el artículo 14 de la normativa establece requisitos específicos. Estas centrales deben poder absorber o entregar potencia reactiva y operar en modos de control de voltaje según las consignas del operador del sistema. Asimismo, se les exige mantenerse conectadas durante eventos de subvoltaje o sobrevoltaje, algo que representa un desafío técnico para tecnologías que, por su naturaleza, dependen de la intermitencia del recurso natural (ver más).

El proceso de habilitación para estas tecnologías se basa en un formato que recopila información técnica sobre las características operativas de las centrales. Omar Martínez, otro representante del CND, explicó: “La primera hoja está dividida en hojas de instrucciones, de documentos adjuntos, que podrían ser archivos directos como la curva de capacidad, el diagrama unifilar de la central, los diagramas internos de los procesos, así como otras características como funciones de transferencias y diagramas de bloques de controladores”. Estos datos son esenciales para garantizar que la central cumpla con los estándares necesarios para la prestación de servicios complementarios. Pero como se anticipó, los eólicos y solares tendrán requerimientos específicos:

Requerimientos para eólicos y solares

Plazos y próximos pasos

Los generadores interesados en solicitar su habilitación o exención tienen un plazo de diez días hábiles para presentar sus comentarios y documentos justificativos. Esta información será evaluada por el CND, que posteriormente trasladará las solicitudes a la CREE para su aprobación final.

Según Martínez, «la idea principal de presentar estos formatos es que se comparta la información técnica necesaria para el correcto modelado de la central. Todo esto para garantizar el comportamiento adecuado de la central y asegurar que está en cumplimiento con la normativa».

Proponen nuevos requerimientos para eólica y solar en Honduras

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CNEE intercambió experiencias con reguladores de toda la región en la antesala de la licitación PEG-5

Guatemala fue el escenario del XXI Encuentro de Reguladores Energéticos. Este evento organizado por la Asociación Iberoamericana de Entidades Reguladoras de la Energía (ARIAE) se llevó a cabo en Antigua Guatemala, del 14 al 18 de octubre del 2024.

Por el país anfitrión participaron autoridades de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), quienes se refirieron a sus avances no sólo regulatorios en torno a energías renovables y almacenamiento energético sino además en relación a la licitación PEG-5, la convocatoria de largo plazo que promete la mayor contratación de potencia y energía de la historia de Guatemala.

«Hablamos ahí de que estamos a las puertas de una licitación y que, tal como está nuestro cronograma, nosotros vamos a liberar los términos de referencia a finales de este mes»,  declaró Luis Romeo Ortiz Peláez, presidente de la CNEE.

Y, en conversación con Energía Estratégica, anticipó: «Dentro de esas bases de la licitación estamos tratando de dar mensajes claros, de tal manera que los inversionistas puedan hacer un balance en la medida correcta de los riesgos que puedan ellos asumir o absorber».

No sería la primera licitación de la que participa este organismo regulador del sector eléctrico. De hecho, su comisionado presidente consideró que todos los procesos precedentes han tenido buenos resultados:

«Cuando miramos la historia de nuestras licitaciones casi que me atrevería a decir que todas han sido exitosas, cada una con sus propias particularidades, ¿verdad?, pero han sido exitosas», valoró Luis Ortiz, contemplando no sólo las convocatorias vinculadas al Plan de Expansión de Generación desde la PEG-1 y la PEG-4, sino además la edición previa del 2008.

Ahora bien, durante el XXI Encuentro de Reguladores Energéticos desde la CNEE pudieron no sólo compartir la experiencia local sino también tomar en consideración algunas lecciones aprendidas de otros mercados como el chileno y costarricense, que les permitirán anticiparse ya no sólo a cuestiones técnicas a tener en cuenta en próximas propuestas de Términos de Referencia para licitaciones, sino también a sentar las bases para nuevas regulaciones y normativas para tecnologías que puedan acompañar la transición energética de los distintos mercados.

«Un abordaje interesantísimo fue sobre el hidrógeno verde. Pudimos ver las experiencias de Chile, sobre todo, que es tal vez uno de los países que tienen más avanzado el tema en la región. Realizaron una presentación de qué es lo que han alcanzado en proyectos y cuál es el tipo de regulación que tienen».

«Los biocombustibles ha sido otro tema que se ha tratado bastante. Unas presentaciones de Costa Rica estuvieron destinadas a cómo ellos han ido promulgando algunas leyes tratando de provocar más el crecimiento de los biocombustibles para acompañar su transición energética», amplió el presidente de la CNEE, entre las temáticas más importantes que se versaron en el evento de reguladores.

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ABEEólica confía que el proyecto ley de eólica offshore se destrabe tras las elecciones municipales

La Asociación Brasileña de Energía Eólica y Nuevas Tecnologías (ABEEólica) espera que el proyecto de ley de eólica offshore avance en el Congreso luego de las elecciones municipales que se están llevando adelante en el país (hasta el 27 de octubre). 

Elbia Gannoum, directora ejecutiva del gremio, señaló que la agenda legislativa relacionada con la transición energética podría acelerarse una vez finalizados los comicios, permitiendo que Brasil avance en la implementación de esta tecnología.

“La agenda del Congreso está siendo destrabada desde las aprobaciones de los proyectos de ley de hidrógeno. Luego vino una lista de proyectos importantes para que Brasil pueda realmente posicionarse como líder en la transición energética; siendo aquel de eólica offshore el próximo en la lista”, indicó durante un evento. 

Dicha iniciativa es considerada crucial porque regula el suministro y concesión de áreas para la exploración de energía eléctrica renovable offshore, por lo que el avance de proyectos eólicos marinos parecería estar cada vez más cerca. 

Con ello, el Poder Ejecutivo podrá asignar 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. 

En aquellas zonas cercanas a bloques petroleros, los operadores tendrán preferencia para obtener la subvención, debiendo ser escuchada previamente y demostrar si existe incompatibilidad entre las actividades (electricidad con exploración petrolera).

A ello se debe agregar que los sectores a los que se concederá la explotación de energía eléctrica offshore podrán ser objeto de cesión para otras actividades, siempre y cuando exista compatibilidad  y se cumplan los requisitos y condiciones técnicas y ambientales, como por ejemplo la exploración minera submarina.

Para que el proyecto de ley avance, el senador Weverton Rocha debe presentar el informe respectivo para que su tratamiento en la Cámara (y posible aprobación) sea antes de fin de año. Hecho que abriría las puertas a las bases para la primera subasta de cesión de uso del mar para proyectos renovables. 

“Ya que existen avances en las discusiones, creo que es posible considerar al 2025 como el año para realizar la primera licitación eólica offshore. Una vez con la cesión en mano, los empresarios trabajarán para obtener la licencia y necesitará alrededor de tres años para ello”, aseguró Gannoum. 

“Es decir que, en el mejor de los casos, la tendrán para el 2028 y luego empezará la construcción de los parques, que podrían estar en funcionamiento en 2030-2031, donde tendremos otro Brasil, otra estructura de demanda de energía guiado por una política industrial y enfocado en la descarbonización de la economía”, concluyó. 

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Growatt en ExpoSolar Colombia 2024: innovación, éxito y liderazgo

ExpoSolar Colombia 2024 llegó a su fin y Growatt, el segundo mayor proveedor de inversores residenciales tanto en América como a nivel mundial, consolidó su posición como un líder indiscutible en el sector solar.

En ExpoSolar Colombia 2024, Growatt presentó sus novedades más destacadas: el microinversor NEO 2000M-X y el inversor híbrido SPH 10000TL HU-US. El NEO 2000M-X sobresalió por su capacidad de maximizar la eficiencia de cada panel, incluso bajo sombras o diferentes orientaciones, con monitoreo en tiempo real.

Mientras tanto, el SPH 10000TL HU-US ofreció una solución híbrida que integra generación y almacenamiento de energía, permitiendo mayor independencia energética y optimización del autoconsumo. Ambas innovaciones refuerzan el liderazgo de Growatt en el mercado residencial y comercial.

Almacenamiento Inteligente

Growatt no solo brilló con sus inversores, sino también con sus soluciones de almacenamiento energético. La batería modular AXE 5.0L impresionó a los asistentes con su capacidad de expansión, ideal para sistemas residenciales en crecimiento.

Además, las soluciones comerciales e industriales como APX y WIT demostraron la capacidad de Growatt para atender proyectos de mayor escala, ofreciendo almacenamiento robusto y eficiente para empresas que buscan autonomía energética.

Energía Solar en Acción

La presentación de Julian Andrés Tovar Ruiz fue uno de los puntos álgidos de ExpoSolar. Su charla «Dominando la innovación Solar: Microinversor NEO Growatt en acción» capturó la atención de numerosos asistentes, quienes pudieron aprender sobre las innovaciones de Growatt y cómo están transformando el panorama solar.

Su visión del futuro energético, combinada con las capacidades de los productos, generó un debate animado sobre las oportunidades en América Latina.

Innovación, Networking y Negocios

El Stand de Growatt fue sin duda el centro de atención de la feria. Distribuidores, desarrolladores de proyectos y expertos en energía solar se congregaron para conocer de cerca las soluciones avanzadas de la marca. Las demostraciones en vivo, combinadas con la atención personalizada del equipo técnico de Growatt, hicieron del stand un espacio clave para hacer conexiones y explorar nuevas oportunidades de negocio.

ExpoSolar 2024 fue el escenario perfecto para que Growatt reafirmara su posición como el segundo mayor proveedor de inversores residenciales tanto en América como a nivel global. Este logro refleja el compromiso de la empresa con la innovación y su capacidad para ofrecer productos que combinan alta eficiencia y fiabilidad, respondiendo a las necesidades cambiantes de los mercados residencial, comercial e industrial.

Growatt concluyó su participación en ExpoSolar Colombia 2024 con resultados sobresalientes, reafirmando su liderazgo en innovación y fortaleciendo su compromiso con la transición energética en América Latina. Lisa Zhang, Vicepresidenta de Growatt, destacó: «Estamos profundamente comprometidos con acelerar el desarrollo de soluciones energéticas sostenibles y contribuir al futuro energético de la región.» La compañía anticipa nuevas colaboraciones estratégicas que impulsen el crecimiento del sector solar a nivel global.

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Trinasolar se suma a la tercera versión del Energy Storage Summit en Latinoamérica con su unidad de almacenamiento con base en Chile

Trinasolar, proveedor líder mundial de soluciones integrales de energía fotovoltaica inteligente, participó activamente, a través de Trina Storage, en Energy Storage Summit Latin America 2024. Es la tercera vez que el evento mundial de almacenamiento energético llega a la región latinoamericana, eligiendo Chile como su destino, dado su liderazgo en materia de almacenamiento en los últimos años.

La cumbre reunió a expertos de la industria, y se consolidó como el espacio ideal para debatir el futuro del almacenamiento de energía en el escenario de transición energética que experimenta la región, con el país a la cabeza gracias a sus 1,3 GW de proyectos operativos y 6,4 GW en desarrollo.

Durante la cumbre, la unidad de negocio especializada en BESS presentó sus soluciones innovadoras de almacenamiento de energía, recibiendo una respuesta muy positiva por parte de los asistentes.

«Hubo un gran interés en conocer nuestros productos, especialmente nuestras celdas de litio de fabricación propia y Elementa 2, nuestro contenedor validado técnicamente por la reconocida empresa noruega DNV, gracias a su gran viabilidad financiera, fiabilidad, rendimiento y exitoso despliegue global», comentó Vicente Walker, Gerente de Desarrollo de Negocios de Trina Storage de Latinoamérica y el Caribe. «Chile está preparado para un crecimiento acelerado en este sector, y en Trinasolar estamos preparados para apoyar ese proceso con un equipo de más de 25 personas especializadas en BESS a nivel regional.»

Vicente Walker además participó en un debate sobre el proyecto de ley de transición energética que ha planteado el gobierno y las instituciones eléctricas del país.

“Sin almacenamiento. no hay transición. Es por ello que desde Trina Storage nos hemos establecido con un sólido equipo en Chile, el cual, junto a nuestro producto, están prestos a demostrar que los sistemas BESS son la respuesta más eficiente, escalable y madura tecnológicamente para resolver las distintas vallas que presenta este creciente desafío que es la transición energética nacional”, señaló el gerente.

Luciano Silva, Gerente de Ingeniería de Trina Storage, quien realizó una presentación sobre las capacidades técnicas, humanas y de infraestructura de la compañía en Chile y la región, añadió: «Nuestro objetivo es ofrecer soluciones verdaderamente completas. Para aquello la compañía ha decidido entrar en almacenamiento con integración vertical en la fabricación, es decir fabricando baterías desde celda a contenedor de manera propietaria, así como integración horizontal en cuanto a sus capacidades de integración, entrega y mantenimiento de plantas BESS de gran escala. Por eso, en la Cumbre, pusimos especial énfasis en proyectarnos como actores claves en el apoyo de nuevos proyectos desde etapas tempranas hasta la operación y mantenimiento del activo”.

La empresa aprovechó la ocasión para destacar sus ventajas competitivas en el mercado, su rol en el futuro hacía la descarbonización y las potenciales soluciones a los problemas de vertimiento energético actuales, a través a los múltiples beneficios de las baterías en los proyectos de generación.

La participación de Trina Storage en la cumbre reafirma su compromiso con la región LAC y su objetivo de impulsar un futuro energético más limpio y sostenible a través de soluciones de almacenamiento integrales, innovadoras y eficientes.

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AGER identifica 3,7 GW de potencial renovable para invertir en Guatemala

La Asociación Guatemalteca de Energías Renovables (AGER) publicó una actualización de su «Estrategia para la transición energética de Guatemala», un informe en el que plantea un horizonte posible en este mercado para adicionar 3,700 MW de capacidad renovable entre el 2024-2040 (ver).

Sin embargo, alcanzar ese objetivo no será sencillo. El documento subraya la importancia de una expansión significativa de la red de transmisión para garantizar que esta nueva capacidad renovable pueda ser efectivamente integrada. Además, se exhorta a simplificar el proceso de trámites administrativos para desarrollar nuevos proyectos, que ralentiza el avance de la energía renovable.

Para lograrlo, el informe señala que la cooperación entre las distintas instituciones del sector eléctrico, el apoyo gubernamental y la implementación de políticas claras serán esenciales para superar estos obstáculos.

Así mismo, observa que las licitaciones de largo plazo continuarán siendo un motor crucial para la transición energética en Guatemala y, con los mecanismos adecuados, el país estaría bien posicionado para liderar la región en la adopción de energías limpias.

Las licitaciones, clave para el éxito de la transición

Las licitaciones de largo plazo han demostrado ser una herramienta vital para la transición energética en Guatemala. Desde la implementación de la Política Energética en 2008, el país ha experimentado un éxito notable en la adjudicación de contratos a través de este mecanismo. Entre 2010 y 2013, se llevaron a cabo tres licitaciones abiertas que resultaron en la construcción de 86 nuevas plantas de generación, de las cuales más del 80% utilizan fuentes renovables. Este proceso no solo ha diversificado la matriz energética, sino que también ha reducido las tarifas eléctricas hasta en un 45% y ha estabilizado los precios de la energía.

El reciente proceso de licitación PEG-4-2022 reafirmó el interés de los inversores en el sector energético guatemalteco, recibiendo ofertas que superaron ampliamente la demanda inicialmente proyectada. Este tipo de licitaciones promueve la inversión y el desarrollo de nuevos proyectos, lo que contribuye a satisfacer la creciente demanda de electricidad del país y a avanzar en la transición hacia fuentes más limpias.

Estrategias para fomentar la participación de energías renovables

Para asegurar una mayor incorporación de energías renovables en futuras licitaciones, AGER propone la implementación de varios mecanismos clave. Uno de los más importantes es la priorización de las fuentes renovables en las bases de licitación, estableciendo metas claras para que un alto porcentaje de la energía contratada provenga de estas fuentes. Además, separar las licitaciones por tecnologías, como solar, eólica, hidroeléctrica y geotérmica, permitiría una evaluación más detallada de las ofertas y una asignación más precisa de los proyectos.

Otra estrategia efectiva sería la utilización de un formato de adjudicación a sobre cerrado, mecanismo que ya se ha empleado con éxito en licitaciones previas, promoviendo la transparencia y la competencia justa entre los oferentes. AGER también sugiere permitir la participación de plantas renovables que ya están en operación, lo que permitiría incorporar energía limpia al sistema de manera más rápida.

Un componente cada vez más relevante es la inclusión de sistemas de almacenamiento en las licitaciones. La reciente modificación normativa del Administrador del Mercado Mayorista (AMM) hace necesario considerar estos sistemas para mejorar la flexibilidad y eficiencia del sistema eléctrico, maximizando así el uso de energías renovables.

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Sergio del Campo: “El sector eléctrico de Chile atraviesa una de las crisis más importantes de su historia”

Sergio del Campo, presidente de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), advirtió sobre el momento delicado que enfrenta el sector, en medio de todas las discusiones en torno al proyecto de ley que, entre otros puntos, propone que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) financien los subsidios a las cuentas eléctricas. 

“Sin duda, el sector eléctrico está atravesando hoy una de las crisis más importantes de su historia, lo cual es una paradoja, considerando la buena noticia de una alta velocidad de penetración de las energías renovables y el aumento considerable de la competencia en nuestra matriz eléctrica. Y de esto nos debemos hacer cargo”, sostuvo durante la cena anual de ACERA.

Entre los los principales puntos a los que hizo alusión a la falta de inversión en transmisión, la diferencia entre precio de inyección y de retiro que inviabilizan los contratos de suministro y el aumento paulatino de los vertimientos de energías renovables, que ya superan los niveles del 2023. 

“A septiembre de este año hemos desaprovechado más de 3,3 TWh de energía limpia y eficiente que no llegó a los consumidores del país. Esta energía podría haber abastecido a cerca de 1,8 millones de familias de nuestro país. Esta verdadera catástrofe, imperceptible, pero no por ello menos grave, nos debe movilizar con sentido de urgencia a todos los agentes del sector. El regulador para estimular la materialización de obras de transmisión de forma más oportuna. El Coordinador, para incluir en sus procesos nuevas tecnologías que permitan optimizar la operación del sistema”, manifestó.

“Por otro lado, la falta de flexibilidad del parque generador y el aumento del costo de los combustibles está generando un incremento en los costos sistémicos. Es necesario avanzar en un mercado de SSCC más competitivo y eficiente, que permita incentivar a nuevos prestadores a participar en él”, añadió. 

Además, en el plano de la actual discusión de alza de tarifas y subsidios, fue firme en señalar que ACERA comparte la preocupación por encontrar mecanismos de ayuda para las familias más vulnerables del país para enfrentar el alza de tarifas eléctricas originada por el congelamiento de tarifas realizado en las Leyes PEC 1 y 2. 

No obstante, remarcó la importancia de buscar soluciones que no destruyan la confianza de los inversionistas y de la banca internacional en el compromiso de Chile con las energías renovables. 

“Soluciones que no vayan en esta línea, como es lo que está ocurriendo con el Proyecto de Ley de Subsidios, son políticas que han demostrado su efecto contraproducente en numerosas ocasiones y diversos países en el pasado reciente, que podrían causar daños muy profundos, los cuales tarde o temprano llegan al cliente final, a través de mayores precios de energía para el país”, subrayó.

Cambios en el SEA

El sector energético sigue siendo un pilar fundamental para la economía chilena, con 170 proyectos energéticos en evaluación ambiental que suman una inversión de USD 38.000 millones, aunque a veces resulte “excesiva” la burocracia y los retrasos en la obtención de permisos. 

Por lo que desde el gremio instaron al gobierno a agilizar los trámites de evaluación ambiental y promover reformas que integren los permisos sectoriales mixtos en un solo proceso, como por ejemplo mediante un sistema sistema alternativo de evaluación ambiental para aquellos proyectos cuyo objetivo sea la generación de energías renovables y los sistemas de transmisión que viabilizan la inyección de estas energías limpias. 

“Entendemos que nuestro rol sí es ineludible, cuando las dificultades atraviesan todo el sector eléctrico y, para colaborar en su solución, requerimos interactuar con las autoridades de gobierno como también con el parlamento. Hemos sido protagonistas de la transformación de nuestro sector y queremos seguir siéndolo en base a una discusión diversa, desde las distintas vocaciones que coexisten en nuestra asociación, técnicamente fundada, sobre la base de criterios de libre competencia y certeza jurídica”, insistió. 

 

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Uruguay publicó una nueva convocatoria para financiar la proyectos de investigación en hidrógeno verde

La Agencia Nacional de Investigación e Innovación (ANII) de Uruguay lanzó una nueva convocatoria para el financiamiento de proyectos de investigación aplicada en temas de hidrógeno verde y tecnologías relacionadas. 

Se trata del segundo llamado a través de un acuerdo de cooperación entre la propia ANII, el Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) de Uruguay y el Ministerio Federal de Educación e Investigación (BMBF) de Alemania, con el objetivo de fortalecer la cooperación científica en el desarrollo de dicho vector energético, sus derivados e implementaciones. 

Los proyectos que se postulen deberán abordar al menos una de las líneas de investigación definidas, entre las que se encuentran la producción de hidrógeno verde ya sea mediante electrólisis, biomasa o energía solar, y la integración de energías renovables en procesos de producción de H2. 

También se priorizan investigaciones sobre transporte, almacenamiento y análisis del ciclo de vida del hidrógeno, así como procesos Power-to-X, que permiten la conversión de energía renovable en combustibles o productos químicos, utilizando CO2.

La convocatoria está dirigida a investigadores de organizaciones públicas o privadas en Uruguay, incluyendo empresas que realicen actividades de investigación y desarrollo, aunque excluye a las que operan bajo zonas francas o regímenes especiales, considerando que cada investigador podrá participar en un máximo de dos proyectos nacionales, y deberá dedicar al menos 10 horas semanales al mismo. 

La convocatoria financiará dos iniciativas de hasta 24 meses de duración, con una subvención del 100% del costo total del proyecto por un monto máximo de USD 100.000 por cada uno de ellos para la contraparte uruguaya; mientras que los costos de la contraparte alemana serán financiados por el BMBF.

Además, los emprendimientos seleccionados deberán iniciar sus actividades en julio de 2025 y los rubros financiables incluyen personal técnico, equipamiento de laboratorio, protección de la propiedad intelectual, viajes y estadías del equipo uruguayo, entre otros.

Y cabe recordar que, hace más de un año, Uruguay confirmó al H24U como primer proyecto piloto de H2V, a través del Fondo Sectorial de Hidrógeno Verde, con el acceso a USD 10.000.000 no reembolsables, a otorgar en un periodo de 10 años, para desarrollar el emprendimiento vinculado al transporte pesado y la inyección de dicho vector a la red en el futuro. 

¿Cómo participar en el proceso?

Los proyectos se podrán postular hasta el 19 de diciembre del corriente año mediante un formulario en línea en la plataforma de ANII, adjuntando la carta de aval de la contraparte alemana y cumpliendo con todos los requisitos formales. 

La evaluación de las ofertas estará a cargo del Comité de Evaluación y Seguimiento (CES) de ANII, con homologación de Consejo Nacional de Innovación, Ciencia y Tecnología (CONICYT), y para ello se considerarán criterios como la originalidad de la propuesta, su relevancia y aplicabilidad, los antecedentes del equipo de investigación y la viabilidad del proyecto. 

En tanto que la selección final será decidida en una reunión conjunta entre la Agencia Nacional de Investigación e Innovación y el Ministerio Federal de Educación e Investigación de Alemania, tomando en cuenta la calidad de las propuestas de ambas partes.

Los desembolsos se realizarán de acuerdo con un cronograma financiero, mientras que el seguimiento técnico se llevará a cabo a través de informes semestrales. Aunque cabe aclarar que se retendrá el 10% del subsidio hasta la presentación del informe final y la aprobación de la auditoría correspondiente.

Los resultados de los proyectos deberán ser publicados en el repositorio de acceso abierto REDI de ANII y las obras derivadas de los proyectos también se depositarán en repositorios públicos, respetando la normativa de propiedad intelectual vigente en Uruguay.

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Centroamérica y el Caribe va a la mitad en la carrera por la transición energética

Con la suscripción del Consenso de los Emiratos Árabes Unidos (EAU) en la COP28 en Dubai, la nueva hoja de ruta para lograr la ambición del Acuerdo de París determinaba que la inversión anual en capacidad renovable tendría que triplicarse, desde el último récord de USD 570 mil millones en 2023 a USD 1,5 billones cada año entre 2024 y 2030.

Haciéndose eco de esto, la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) publicó este mes de octubre el informe Delivering on the UAE Consensus: Tracking progress toward tripling renewing energy capacity and doubling energy efficient by 2030 (Cumpliendo con el consenso de los EAU: Seguimiento del progreso hacia triplicar la capacidad de energía renovable y duplicar la eficiencia energética al 2030). 

El informe menciona que Centroamérica y el Caribe avanzó en la instalación de 900 MW proyectos de energías renovables en 2023, lo que representa un crecimiento del 5.4% con respecto al 2022. 

Si bien estas serían buenas noticias, IRENA advierte que para alcanzar el objetivo de triplicar la capacidad de energía renovable a nivel mundial para 2030, se necesita una tasa de crecimiento anual promedio del 16.4% y hasta el momento se alcanzó un 14%. Es decir que esta y otras regiones deberían aumentar sus esfuerzos en el próximo lustro.

En el panorama internacional Centroamérica y el Caribe representó apenas el 0.5% de la capacidad global de energías renovables a finales de 2023. No obstante, la urgencia de medidas de adaptación y mitigación ante el cambio climático, así como su resiliencia energética, se vuelven cada vez más fundamentales en zonas azotadas por distintos fenómenos naturales. 

Aunque de los países que conforman esta región sólo diez superan el millón de habitantes, lo que explicaría una baja demanda y por ende baja oferta energética respecto a otros, el informe advierte que en CA&C recién el 38.7% de la capacidad eléctrica de la región proviene de fuentes renovables.

Los volcanes, los vientos de las costas y el sol que irradia constante en esta región dan cuenta de algunos de los recursos más valiosos por esas latitudes para aprovechar su potencial para la generación de energías renovables. 

¿Qué hacer para acelerar la transición hacia fuentes renovables? El informe menciona una serie de acciones posibles de implementar por los distintos países para lograr las metas globales:

Aumento de la ambición en las Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDC):

Duplicar los objetivos de energía renovable: Los compromisos asumidos en la próxima ronda de NDC deben más que duplicar los objetivos existentes. Las NDC actuales apuntan a un aumento de la capacidad de energía renovable a solo 5,4 TW para 2030, mientras que el objetivo de triplicación exige 11,2 TW.
Alineación con los planes energéticos nacionales: Los objetivos de energía renovable en las NDC deben estar alineados con los establecidos en los planes energéticos y la legislación nacionales para garantizar la coherencia y la eficacia.
Objetivos medibles, específicos y procesables: Cuanto más medibles, específicos y procesables sean los objetivos de las energías renovables, más probable será que impulsen la implementación.
Planes de implementación concretos: Para que los proyectos se financien y construyan, se necesitan entornos normativos y políticos estables, incentivos de mercado, cadenas de suministro resilientes, acceso a la financiación, diseño del mercado energético y normas de autorización y regulación de apoyo.

Incentivos de mercado:

Priorizar la equidad: Las políticas fiscales deben priorizar la equidad en la transición energética; por ejemplo, invirtiendo los ingresos de los impuestos sobre la producción de energía de combustibles fósiles y los mecanismos de fijación de precios del carbono en infraestructuras facilitadoras; programas de eficiencia energética para hogares de bajos ingresos; o complementando el acceso a la electricidad limpia para las poblaciones de bajos ingresos a través de planes de financiación verde.
Créditos fiscales: Se deben considerar los créditos fiscales, los gravámenes y/o las exenciones de los derechos de importación/exportación de los materiales y componentes clave de la cadena de suministro de energía renovable.
Esquemas de contratación: Los sistemas de contratación deben proporcionar señales de precios adecuadas para la inversión y equilibrar la mitigación del riesgo de precios/costes a largo plazo con la creación de valor socioeconómico.

Reformas del mercado eléctrico:

Mecanismos de contratación: Establecer mecanismos específicos de contratación para asegurar la generación y los servicios auxiliares necesarios, a bajo coste, dado que los acuerdos actuales del mercado son cada vez más «inadecuados para el servicio».
Flexibilidad del sistema: Los responsables políticos y los reguladores deben actuar ahora para garantizar que las estructuras y normas del mercado eléctrico creen un entorno propicio para una mayor flexibilidad del sistema, proporcionada por las tecnologías de almacenamiento (embalses de agua, baterías, etc.), los generadores despachables, la gestión de la demanda y las medidas de respuesta de la demanda.

Simplificación de la tramitación de permisos:

Reducir los retrasos: Reducir las demoras en la tramitación de permisos causadas por las engorrosas barreras administrativas, garantizando al mismo tiempo que las preocupaciones legítimas de la comunidad sobre los impactos de los proyectos (económicos, sociales, medioambientales) se aborden adecuadamente; por ejemplo, creando una autoridad centralizada para supervisar la tramitación de permisos, agilizar los procesos y resolver rápidamente las disputas.
Plazos máximos: Establecer y hacer cumplir plazos máximos para que los solicitantes y las autoridades completen las fases de autorización de los proyectos de energía renovable, con tiempo adicional discrecional en circunstancias excepcionales para proyectos más complejos.
Asignar más recursos: Asignar mayores recursos a las autoridades de autorización, incluidos los recursos humanos y la inversión en la digitalización del proceso de autorización, así como en bases de datos de código abierto, como los títulos de propiedad, los datos cartográficos y los registros históricos de litigios.
Agilizar la repotenciación: Agilizar los procesos para los promotores que repotencian activos en emplazamientos existentes y proporcionar flexibilidad para ajustar el enfoque infraestructural, tecnológico o social propuesto para los proyectos sin tener que volver a solicitar nuevos permisos.

Consideraciones medioambientales y sociales:

Evaluaciones de impacto: Integrar las evaluaciones de impacto ambiental y social tanto en la toma de decisiones estratégicas (políticas, planes, programas) como en el proceso de autorización de los proyectos de energías renovables.
Salvaguardias de los bancos multilaterales de desarrollo: Los bancos multilaterales de desarrollo (BMD) deben garantizar que las salvaguardias ambientales y sociales sean componentes integrales de los proyectos que financian.
Consultas con las comunidades: Los proyectos de energías renovables deben implicar consultas significativas con las comunidades en su diseño e implementación.

Cadenas de suministro resilientes:

Diversificación regional: Las cadenas de suministro regionalmente diversificadas son esenciales para apoyar la aceleración del despliegue de las energías renovables, minimizando los problemas de oferta y demanda de los equipos clave en las industrias eólica, solar y otras energías renovables; mitigando las interrupciones de la cadena de suministro y la volatilidad de los precios; y apoyando una mayor creación de valor local.
Prácticas de contratación responsables: Se necesitan procesos de contratación socialmente responsables para la energía renovable, complementados por sistemas de garantía de la sostenibilidad de la cadena de suministro18 y la integración del sector de las energías renovables en las políticas de desarrollo industrial y social.
Economía circular: Se necesitan leyes y reglamentos para impulsar prácticas más sostenibles e incentivar las asociaciones público-privadas y la inversión para fomentar la reutilización de los materiales y un enfoque de economía circular para el desarrollo de proyectos.

Desarrollo de habilidades y capacitación:

Planificación a largo plazo: Se requiere un enfoque multinivel, que comprenda una planificación sólida, estable y a largo plazo de las energías renovables, y una estrecha coordinación entre la industria, el gobierno, los representantes de los trabajadores y las instituciones educativas y de formación, para satisfacer las necesidades de cualificación de la transición energética.
Inversión en fondos de formación: Las políticas educativas deben priorizar la inversión en fondos de formación dedicados a la transición; así como el desarrollo de normas profesionales y de cualificación y marcos de cualificación para áreas clave que permitan a los proveedores de educación y formación impartir cursos de alta calidad que satisfagan las necesidades nacionales de cualificación.

Financiación y colaboración internacional:

Impuestos a los combustibles fósiles: Los ingresos de los impuestos a los combustibles fósiles, los fondos filantrópicos, los mecanismos de fijación de precios del carbono y la eliminación de los subsidios a los combustibles fósiles (en algunos casos) pueden utilizarse para iniciativas que apoyen una transición energética justa e inclusiva en los países en desarrollo, como el apoyo específico a los hogares de bajos ingresos y la provisión de acceso a la energía.
Evaluación del impacto: El impacto positivo potencial de los proyectos en el acceso a la energía, la reducción de la pobreza y los resultados del desarrollo sostenible y el clima debe integrarse en su evaluación y financiación -más allá de los métodos utilizados por las agencias de crédito de riesgo tradicionales- para garantizar que las decisiones de inversión trasciendan la bancabilidad y proporcionen los mayores beneficios socioeconómicos.
Colaboración internacional: La colaboración internacional será crucial para canalizar las subvenciones y los fondos en condiciones concesionarias que no supongan una mayor presión para los presupuestos fiscales de los países ya endeudados, y para ayudar a alcanzar los objetivos climáticos, de desarrollo socioeconómico e industrialización.

Es fundamental recordar que el informe destaca la urgencia de la acción. Cuanto más se retrasen los cambios en las políticas, mayor será el desafío. La oportunidad está ahí, pero se necesitan esfuerzos concertados a nivel mundial para superar las barreras estructurales y sistémicas que impiden el progreso.

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2 GW solares al 2050: El principal objetivo renovable de la nueva Política Energética Nacional de Paraguay

El gobierno de Paraguay ya publicó el Decreto Nº 2553/24, por el cual se actualiza la Política Energética Nacional con vistas al 2050 y que tendrá más de 300 objetivos a implementar a corto, mediano y largo plazo. 

Tal como adelantó Energía Estratégica días atrás (ver nota), entre los objetivos principales se destacan la consolidación de una matriz más diversificada, el fomento a las renovables, reducción del consumo de hidrocarburos y el aumento de la inserción de energía eléctrica. 

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

La particularidad es que el Poder Ejecutivo finalmente ya detalló cuáles son esas metas en las que incluyó la importancia de contar con el sector privado en la generación renovable, como también trazó un eje en infraestructura con objetivos cuantificables en lo referido a ERNC y el almacenamiento en baterías..

El marco para la construcción y el seguimiento a la incorporación de generación eléctrica prevé que la participación fotovoltaica sea de, al menos, 100 MW hacia el año 2025 y su aumento sea de forma paulatina hasta lograr los 500 MW al 2030 y 2000 MW para 2050. 

Mientras que las pequeñas centrales hidroeléctricas también tendrían un papel relevante con, mínimamente, 50 MW en operación al cierre de la corriente década y 500 MW en funcionamiento al 2040. 

Por el lado de los bancos de baterías, la actualización de la Política Energética Nacional estima que se alcancen 1104 GWh anuales en operación al 2030, ampliándose hasta alrededor de 5.520 GWh anuales para el año 2040.

El financiamiento de estos proyectos será un factor clave en la implementación de la política energética. Y por lo tanto, Paraguay buscará beneficiar a cinco proyectos renovables para 2028, con un incremento gradual que llevará el total a 20 proyectos en 2050. 

Adicionalmente, en 2024 se elaborará una base metodológica para el cálculo de costos y tarifas, y se creará una unidad de análisis y promoción de modelos de negocio para el subsector de fuentes alternativas.

Finalmente, en cuanto a la planificación, se prevé la publicación de una nueva versión del Atlas de los recursos hídricos, eólicos y solares en 2025, así como la realización de un inventario de energía geotérmica para 2035. Estas acciones permitirán a Paraguay contar con información precisa y actualizada para la toma de decisiones e inversiones en el sector energético, alineándose con sus metas de sostenibilidad a largo plazo.

¿Qué papel tendrá la generación distribuida y el autoabastecimiento?

El documento firmado el presidente, Santiago Peña, pronostica una suba escalonada de este tipo de alternativas renovables llevadas adelante por el sector privado, ya sea como sistemas aislados o para el Sistema Interconectado Nacional:

10 MW al 2025
50 MW al 2030
200 MW al 2040.

Además, plantea la implementación de proyectos de captadores solares para el calentamiento de agua en el sector público, abarcando todos los grandes hospitales del área metropolitana para el año 2035 y su extensión a las clínicas de todo el país hacia el 2045. 

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Comisión de Minería y Energía de Diputados de Chile aprobó en lo general el proyecto de ley de transición energética

La Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados aprobó, en lo general, el proyecto de ley Ley de Transición Energética (oficialmente PdL que modifica la Ley General de Servicios Eléctricos, en materia de transición energética que posiciona a la transmisión eléctrica como un sector habilitante para la carbono neutralidad). 

El objetivo del proyecto es descongestionar las líneas de transmisión eléctrica, facilitando que las generadoras puedan operar, por lo que busca acelerar la infraestructura para evitar los constantes vertimientos de energías renovables que se producen en el país, que ya superan más de 3,3 TWh en lo que va del año. 

En ese marco, el debate está dado, principalmente, por contextualizar las reglas que definirán los ingresos tarifarios, la construcción de obras necesarias y urgentes de transmisión eléctrica, así como las normas relativas a ingresos tarifarios e integración vertical en la industria.

Los ajustes, entre otras medidas, considera acciones para impulsar el desarrollo de proyectos de transmisión eléctrica en todo el país, con un foco especial en la región de Ñuble, mediante un artículo transitorio que permitirá, durante cinco años, considerar un monto adicional de un 5% – por sobre el 10% que ya está considerado para el resto del país – para ejecutar obras de transmisión necesarias y urgentes para esa región. 

“Este proyecto de ley tiene una especial significancia para la región de Ñuble. Tenemos 1000 proyectos de empresas que se fueron a tratar de instalar a la región, pero que no pudieron hacerlo básicamente porque no hay disposición eléctrica, lo que genera pobreza y pérdida de talentos”, indicó el diputado Frank Sauerbaum Muñoz.

“El PdL tiene normas que facilitarán la construcción de una línea de transmisión que esperamos hace mucho tiempo, como por ejemplo la LT Charrúa – Chillán, que se licitó cinco veces y tuvo problemas para adjudicarse. Sabemos que no será inmediata la construcción, sino que se demorará algunos años más. Por lo tanto, la urgencia del proyecto es clave”, subrayó. 

Durante la sesión, también expuso el director ejecutivo de la Asociación de Transmisoras de Chile, Javier Tapia, quien remarcó la importancia de la iniciativa para la profundización del proceso de descarbonización y reducir las pérdidas de energías renovables y emparejar la calidad del servicio en todo el país. 

“Sin transmisión, que es deficiente en la actualidad, no lograremos cumplir las metas ambientales. Bajo cualquier escenario, necesitamos un sistema más grande y robusto”, manifestó. 

Incluso, destacó que hacia 2030 se requerirán 2000 MW adicionales de capacidad de transporte eléctrico y 1000 MW en sistemas de control de flujos, lo que equivaldría a un costo de USD 900.000.000; como también de 12 a 14 GW de capacidad para el año 2040 a fin de aprovechar la generación renovable. 

“Tenemos alrededor de 28 obras de transmisión desiertas totalmente y el 87% de lo que se está construyendo tiene atrasos porque hay problemas con los constructores. Pero con el proyecto de ley se solucionarán estas dos problemáticas”, indicó. 

Además, planteó una serie de complementos a tratar a partir de la discusión en lo particular del PdL ante superposición de las licitaciones de 2022 a 2025, tal como hacerse cargo de los retrasos de las convocatorias y el reconocimiento de la transmisión como un servicio público. 

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Gobierno dominicano otorga concesión definitiva para Parque Solar Payita 2, que integrará almacenamiento de energía

El Gobierno dominicano, a través de la Comisión Nacional de Energía (CNE), firmó un contrato de concesión definitiva con la empresa LCV Ecoener Solares Dominicana, S.R.L. para la construcción y operación del Parque Solar Fotovoltaico Payita 2, en Nagua, María Trinidad Sánchez.

El proyecto contará con una capacidad instalada de 49.98 megavatios nominales (MWn) y 60.04 megavatios pico (MWp), y se destaca por integrar un avanzado sistema de almacenamiento de energía.

Este sistema de almacenamiento tendrá una capacidad de 15 megavatios (MW) y 60 megavatios hora (MWh), lo que permitirá almacenar la energía generada por el parque durante las horas de mayor producción y suministrarla en momentos de mayor demanda o baja generación solar. Esta innovación mejorará significativamente la estabilidad y confiabilidad del suministro eléctrico en el país.

El director ejecutivo de la CNE, Edward Veras, resaltó la relevancia del sistema de almacenamiento como un avance clave para la seguridad energética del país. “Con este sistema, no solo optimizamos el uso de la energía solar, sino que también fortalecemos la resiliencia de la red eléctrica, contribuyendo a la transición hacia un modelo energético más sostenible en la República Dominicana”, afirmó Veras.

Por su parte, Carlos González, apoderado de la empresa LCV Ecoener Solares Dominicana, S.R.L., expresó el compromiso de la empresa con la innovación y la sostenibilidad en el sector energético.

El proyecto, que contribuirá a la diversificación de la matriz energética nacional, se alinea con las resoluciones de la CNE que promueven la adopción de sistemas de almacenamiento en proyectos de energías renovables. Esto refuerza el compromiso del gobierno dominicano con la reducción de la dependencia de combustibles fósiles y el impulso a las fuentes de energía limpia.

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Se lanza un mega convenio para impulsar las Comunidades Energéticas Educativas en Colombia

En un esfuerzo conjunto para acelerar la Transición Energética Justa y fortalecer la educación en el país, el Ministerio de Minas y Energía, el Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE) y el Ministerio de Educación Nacional firmaron un convenio interadministrativo histórico.

Este acuerdo busca la implementación de las Comunidades Energéticas Educativas en instituciones públicas de 21 departamentos del país, beneficiando a miles de estudiantes, docentes y a la comunidad en general.

Con una inversión de más de 69 mil millones de pesos, de los cuales el FENOGE aportará $49.087 millones y el Ministerio de Educación $20.000 millones. El proyecto “EcoEscuelas: Un Futuro Brillante” tiene como objetivo la instalación de Sistemas Solares Fotovoltaicos Individuales (SSFVI) en hasta 1.060 sedes educativas.

Estas soluciones energéticas no solo permitirán a las instituciones educativas generar hasta 2.427 MWh anuales de energía limpia en su primer año de operación, sino que también contribuirán a mejorar la calidad del servicio de energía eléctrica y a promover una cultura de uso racional de la energía.

Las soluciones serán adjudicadas a través de la plataforma de Colombia Compra Eficiente, gracias a un convenio firmado entre esta entidad y el FENOGE, con el fin de democratizar la contratación y hacerla más transparente y en línea con las mejores prácticas de contratación estatal.

“Este convenio marca un antes y un después en el camino hacia una Colombia más sostenible, no solo en términos de energía, sino también en la educación. Las Comunidades Energéticas no se limitan a la instalación de infraestructura; son espacios de transformación social y ambiental”, afirmó Ángela Álvarez, directora ejecutiva del FENOGE.

Beneficios para la población educativa

“EcoEscuelas: Un Futuro Brillante”, tiene un impacto que va mucho más allá de la generación de energía eléctrica. Las Comunidades Energéticas Educativas serán espacios de aprendizaje activo en torno a la sostenibilidad y la energía renovable.

Estudiantes, docentes y miembros de la comunidad recibirán capacitaciones que fomentarán el uso eficiente de la energía y la gestión sostenible de los recursos.

Este enfoque integral no solo mejorará las condiciones de enseñanza, sino que también empoderará a las futuras generaciones para enfrentar los desafíos climáticos y energéticos de Colombia.

Además, este proyecto fomentará la creación de empleo local en las regiones más apartadas del país, reforzando las economías locales y contribuyendo a la cohesión social en zonas históricamente marginadas.

Con ello, se generarán oportunidades de desarrollo a través de la instalación y mantenimiento de los sistemas energéticos, así como la implementación de actividades educativas en torno al ambiente y las energías renovables.

Este esfuerzo conjunto entre el Gobierno Nacional y las comunidades refleja el compromiso por una Transición Energética Justa, que respeta las particularidades culturales y sociales de cada región, al tiempo que fortalece el tejido educativo del país.

Este convenio no solo nos acerca a un sistema energético más limpio, sino que también nos permite construir una Colombia más equitativa y consciente de los desafíos ambientales. Es un ejemplo de cómo la educación y la energía pueden ir de la mano para generar un impacto transformador para todo el país.

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Cambio de gabinete: Rodríguez Chirillo dejó de ser el secretario de Energía de Argentina

Eduardo Rodríguez Chirillo dejó su cargo al frente de la Secretaría de Energía de Argentina y para su reemplazo ya suena María Tettamanti, una ex asesora de Patricia Bullrich (actual ministra de Seguridad de la Nación).

Luis Caputo, ministro de Economía de la Nación, confirmó la salida del ahora ex-titular de la cartera energética “por motivos de salud” y porque “necesitará más tiempo para sí mismo”, como también que se quedara como asesor, para poder seguir contando con su colaboración. 

Hoy recibí la renuncia de @chirilloeduardo como Secretario de Energía.
Me dijo que dado los problemas que ha tenido de salud, y que si bien ahora se encuentra mucho mejor, va a necesitar más tiempo para sí mismo.
Junto con Daniel González le hemos pedido que se quedara como…

— totocaputo (@LuisCaputoAR) October 17, 2024

Sin embargo, el fin de la gestión de Rodríguez Chirillo se da en medio de la crisis energética que podría afrontar el país en el próximo verano y tras varios meses de estar en la mira de un sector del Poder Ejecutivo al que no gustaban las decisiones en torno a las tarifas energéticas y la política que se estaba implementando hasta el momento.  Por lo que desde el sector apuntaron que directamente lo apartaron del cargo.

Incluso, ya hubo una serie de medidas para quitarle poder y acelerar las privatizaciones de las empresas públicas energéticas, como por ejemplo la designación de Daniel González como secretario de Coordinación de Energía y Minería, siendo mano derecha de Caputo y arribando para “manejar y ordenar algunos temas y desórdenes” de la Secretaría de Energía y la Sec. de Minería. 

Por lo que desde su llegada ya podía incidir en las medidas a futuro, considerando algunas internas en medio de la reforma del mercado eléctrico y los cambios regulatorios correspondientes que propone el gobierno.  

Rodríguez Chirillo también quedó fuera de la nómina del Comité Evaluador de Proyectos del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), creado el pasado martes 3 de septiembre a través de la Resolución 814/2024, a pesar de que fue uno de los impulsores de la Ley de Bases y que estuvo como el principal asesor energético de Javier Milei durante la campaña electoral. 

Y según pudo averiguar Energía Estratégica, uno de los puntos claves que determinó su salida de la Secretaría de Energía está vinculado con las fallas en las inscripciones de los subsidios energéticos, la suspensión de la convocatoria a la audiencia pública que tenía como objetivo definir los nuevos valores para las tarifas del transporte de energía eléctrica, y el aumento del gasto público en el sector. 

¿Quién será el reemplazo?

María Tettamanti es la persona que pica en punta para tomar las riendas de la cartera energética nacional, quien hasta hoy es gerenta general de NRG Energía SA, y que fue elegida por recomendación del expresidente Mauricio Macri.

Tettamanti posee una vasta trayectoria en el sector de distribución de gas natural, con pasos en  Camuzzi Gas Pampeana, Total Austral, Albanesi y Metrogas; sumado a que es licenciada en Economía por la Universidad Nacional de La Plata y tiene estudios de posgrado en UCEMA

Además, responsable de gas del equipo de energía durante la campaña electoral de Patricia Bullrich, que estuvo encabezado por el ex secretario de Energía y Minería de la Nación, Emilio Apud.

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Cambios en proyecto de ley: Pardow planteó una fuerte reducción de los aportes PMGD para los subsidios eléctricos

El Ministerio de Energía de Chile modificó el proyecto de ley para ampliar la cobertura del subsidio eléctrico a 4,7 millones de usuarios que, entre otras medidas, propone que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) financien las subvenciones de las cuentas eléctricas y ayuden a la disminución de la tarifa de las pequeñas y medianas empresas. 

Tras críticas y advertencias por parte del sector energético del país sobre los riesgos y defaults financieros que tendrían los PMGD de concretarse ese cambio en las reglas de juego, el titular de la cartera energética nacional, Diego Pardow, dio a conocer que el Poder Ejecutivo introdujo cambios al cargo FET (Fondo de Estabilización de Tarifas), incorporó un mecanismo de compensación a PMGD a partir del 2028 en caso que se alargue ese cargo a fin de disminuir el impacto financiero y contempla un nuevo programa de créditos tributarios para PyMEs que adquieran paneles solares.

Entre esas modificaciones, se aclaró que se utilizará el cargo FET como un “crédito contra el sistema”, donde se contabilizarán aquellos menores montos no recibidos por concepto de compensación por precio estabilizado durante los años 2025 al 2027. 

Los PMGD podrán utilizar aquel monto pagado como crédito, para descontarlo de los montos a pagar a suministradores por concepto de compensación de precio estabilizado, hasta el fin del mecanismo de estabilización del art. 2° transitorio del Decreto Supremo N° 88/2019. Crédito que también podrá ser traspasado dentro de un holding/grupo empresarial para otros proyectos de energía PMGD.

Además, se redujo el monto del cargo FET entre los años 2025 y 2027, pasando de  $1,8 MWh a $1 (2025), $0,8 (2026) y $0,6 (2027), 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. 

Es decir que la recaudación se reducirá en un 60%, de $450.000 millones a $200.000 millones, aunque sin afectar la cantidad de usuarios beneficiarios del subsidio, sino que continuarán siendo todas las familias pertenecientes al 40% inscritas en el Registro Social de Hogares (RSH).

“El mecanismo de precio estabilizado por los próximos tres años funcionará con la forma de un subsidio cruzado, donde el sistema subvencione los ingresos de los medios de generación distribuida en un monto que oscila los USD 500.000.000 – 600.000.000”, aclaró Pardow durante la sesión de la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados.

“De ese monto, la expectativa de recaudación cambiará significativamente porque cuando se consideran otros beneficios sociales, la tasa de uso la hacen llegar al 100% y se hace de manera gradual. Por lo que consideramos una trayectoria razonablemente conservadora, pero más realista que la estaba en el informe financiero inicial”, agregó. 

Asimismo, el gobierno propone un inicio diferido del mecanismo asociado al cargo FET para los primeros doce meses de operación de un proyecto PMGD (hasta 9 MW), como también la exención de ese esfuerzo económico para aquellos Pequeños Medios de Generación Distribuida llevados adelante por firmas consideradas PyMEs.

Crédito para Pymes

Los nuevos puntos del proyecto de ley incluyen la creación de un programa de créditos tributarios para pequeñas y medianas empresas para la inversión e instalación de sistemas fotovoltaicos para autoconsumo. 

De aprobarse el proyecto, el programa tendría una vigencia de dos años y otorgará un 25% del valor de la inversión como crédito tributario (tope a definir), mientras que el 75% restante se reconoce como gasto vía depreciación instantánea. Aunque en caso de remanente de crédito tributario, las empresas tendrían derecho a la devolución del impuesto de primera categoría en el ejercicio correspondiente.

Próximos pasos

El miércoles 30 de octubre se votará en general el proyecto de ley para ampliar la cobertura del subsidio eléctrico. En tanto que el 11 de noviembre será el plazo máximo para aportar indicaciones y, finalmente, dos días más tarde (13/11) se votará en particular, según lo definido por la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados.

 

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Amara NZero persigue un crecimiento exponencial en Perú

Amara NZero ha sorprendido al mercado peruano con su rápida expansión desde su ingreso en junio de 2024. En solo cuatro meses, la compañía ya se ha establecido como uno de los principales distribuidores de equipos fotovoltaicos en el país.

Según Rolando Garay, Country Manager de Amara NZero en Perú, este éxito se debe al explosivo crecimiento de la generación distribuida en el país, que ha sido un gran atractivo para la empresa.

En 2023, se añadieron 32 megavatios de capacidad, y en septiembre de 2024 esa cifra ya había alcanzado los 45 megavatios. Para finales de este año, se estima que el país alcanzará entre 60 y 70 megavatios en generación distribuida. Este crecimiento, según Garay, convierte a Perú en un mercado muy competitivo a nivel regional, a pesar de la falta de regulación específica o incentivos para este tipo de generación.

Amara NZero ha sido parte activa de este crecimiento. «Nosotros comenzamos operaciones en junio, y nuestra meta para este año es alcanzar los 10 megavatios, lo que representaría un 40% del market share», detalló Garay.

Este posicionamiento ha sido resultado de un intenso trabajo que ha llevado a la empresa a estar entre los cinco mayores importadores de paneles solares del país.

Amara NZero aprovechará el próximo ExpoSolar Perú, que se celebrará el 28 y 29 de octubre, para presentar los avances logrados en tan poco tiempo y los hitos que buscarán conseguir el próximo año.

«Nuestro objetivo es cerrar este 2024 en el top 2 y, para 2025, convertirnos en el distribuidor número uno del país», enfatizó su Country Manager, señalando que la empresa estará presente en el Stand 9 del evento, donde los interesados podrán conocer más sobre su propuesta de valor y sus planes de crecimiento.

Desde su entrada, la empresa ha construido una infraestructura sólida que incluye un almacén de 1,000 metros cuadrados en el Callao, cerca del aeropuerto, y un equipo de siete personas residentes en Lima.

Rolando Garay, Country Manager de Amara NZero en Perú

«Estamos con una operación corriendo a toda marcha, con distribución a nivel nacional, cubriendo Costa, Sierra y Centro», destacó Garay.

En cuanto a su oferta de productos, Amara NZero comercializa módulos fotovoltaicos, inversores, soportes y cableado especializado.

«Para el 2025, planeamos expandir nuestra oferta con baterías y otros accesorios que complementen los proyectos solares», adelantó Garay.

Uno de los principales diferenciadores de la compañía es su capacidad para ofrecer un stock inmediato de productos en Perú, eliminando la necesidad de que las empresas esperen meses por las importaciones.

«Esto mejora los tiempos de implementación y permite a las empresas finalizar sus proyectos más rápido, lo que mejora su flujo de capital», explicó Garay.

Además, Amara NZero también ofrece líneas de crédito a sus clientes, algo que muchos fabricantes no pueden proporcionar.

«Nuestro rol es clave en ayudar a nuestros clientes a realizar sus proyectos con tranquilidad y eficiencia», concluyó.

La empresa también está atenta a los cambios legislativos que podrían impulsar aún más el sector. Al respecto, el Country Manager de Amara NZero en Perú subrayó la importancia de replicar en otras zonas del país las exenciones arancelarias que ya benefician a la Amazonía y exhortó a avanzar con una regulación más acorde a la dinámica que está teniendo el segmento de generación distribuida, lo que brindaría mayor seguridad a las empresas para invertir en energía solar.

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360Energy culmina la construcción de complejo solar destinado a abastecer empresas privadas en Argentina

A través de las habilitaciones comerciales de los parques solares La Rioja I, La Rioja II y La  Rioja III, la compañía argentina 360Energy anunció la culminación del Complejo Solar La Rioja ubicado en la localidad de Nonogasta de esa provincia, convirtiéndose, en conjunto, en uno de los mayores parques solares del país cuya energía es destinada a contratos MATER, es decir dirigido a abastecer a industrias y empresas mediante contratos directos  de abastecimiento. 

Con una extensión de 299 hectáreas, el Complejo formado por tres parques solares contiguos posee una potencia instalada de 122 MWdc y una generación estimada de 300GWh/año, lo que equivale al consumo energético anual de más de 80.000 hogares de  una familia tipo en Argentina.  

Con la habilitación de este Complejo de energía eléctrica solar, se evitará la emisión de  aproximadamente 130.000 toneladas de CO₂e (dióxido de carbono) a la atmósfera,  reduciendo así la huella de carbono de empresas privadas que ya poseen un contrato de  de compra de energía solar con 360Energy como Stellantis, Acerbrag, Bridgestone, Holcim,  Rehau, Estisol, Transclor y Smurfit Westrock.  

Según la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA),1 durante el primer semestre del 2024, la generación de energía eléctrica a  partir de fuentes renovables en Argentina cubrió un 14.5% de la generación total de energía  eléctrica. 

El comienzo de operación del Complejo Solar 360Energy La Rioja se alinea a las  Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDCs) argentinas, derivadas del Acuerdo  de París firmado en 2015. Otro hecho que vale destacar es su relación directa con la Ley de  Energías Renovables N° 27.191, la cual apunta a que el 20% de la matriz energética  nacional provenga de fuentes renovables para 2025.  

Con la finalización de esta obra, 360Energy fortalece su posicionamiento como un actor  protagonista en el sector de energía solar y de la transición energética del país, contando  además con proyectos en desarrollo en Argentina por más de 300MW y en el exterior por  más de 500MW. 

La construcción del Complejo Solar 360Energy La Rioja fue financiada a través de  Obligaciones Negociables emitidas por 360Energy entre el 2022 y 2024, a partir de las  cuales la empresa colocó exitosamente $100MM USD.  

La inversión total requerida para el desarrollo del proyecto, junto con la ampliación de ET  Nonogasta Solar, fue de más de $97MM USD, ocupó a más de 500 personas de forma  directa e indirecta, la mayoría de la provincia de La Rioja, y trabajó junto a más de 60 proveedores de la región. 

Características técnicas del proyecto:  

3.588 filas de seguidores solares Arctech. 
+190.000 paneles bifaciales de 625 Wp Astroenergy y TrinaSolar. 
463 inversores Huawei. 
19 centros de transformación. 
Conexión al SADI a través de la ET Nonogasta Solar 132kV.

Al respecto el CEO para Sudamérica de la compañía, Federico Sbarbi Osuna, expresó: «Nos enorgullece anunciar la puesta en marcha de este ambicioso proyecto que engloba a  los parques solares 360Energy La Rioja I, II y III. Con la habilitación otorgada por CAMMESA,  hemos consolidado uno de los complejos solares más importantes de Argentina destinado  al abastecimiento energético de empresas privadas. Este éxito refleja el arduo trabajo, la  dedicación y el compromiso continuo de todo el equipo de 360Energy, quienes día a día  impulsan nuestra misión de proveer energías limpias y sostenibles».

Recientemente el Grupo automotriz Stellantis – fruto de la fusión de los grupos PSA y FCA – adquirió el 49,5% del paquete accionario de 360Energy Solar S.A. Actualmente las compañías se encuentran trabajando conjuntamente en el desarrollo y construcción de  proyectos solares para abastecer plantas industriales de Stellantis en Argentina, Brasil  México, España e Italia. 

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ACESOL da a conocer sus propuestas ante la medida que impacta el mercado de generación y PMGDs

En la sesión de la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados, la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL A.G.), representada por su presidenta Bárbara Barbieri y el director ejecutivo, Darío Morales, expuso su posición frente al Proyecto de Ley que amplía la cobertura del
subsidio eléctrico, tal como lo contempla el artículo sexto transitorio de la Ley N° 21.667, y que impacta de manera significativa al mercado de generación y los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD).

Preocupación por la Propuesta del Ministerio de Energía

ACESOL ha expresado de forma reiterada su preocupación y oposición a la propuesta del Ministerio de Energía de reducir los ingresos de los PMGD para financiar la expansión del subsidio eléctrico. La asociación advierte que esta medida podría provocar serios daños a las inversiones en energías renovables no convencionales (ERNC) y sistemas de almacenamiento. Más preocupante aún, no resuelve de manera efectiva el problema del alza de las tarifas eléctricas que afecta a las familias chilenas.

Darío Morales, director ejecutivo de ACESOL, afirmó que «el ministro presentó de manera conceptual un paquete de indicaciones que siguen la misma lógica de autocontención que hemos criticado desde el comienzo. Las nuevas medidas propuestas, específicamente las del pilar PMGD, seguirán afectando significativamente la viabilidad financiera de las empresas y a la credibilidad de nuestro país como destino de inversiones en energías renovables. Hasta el momento, no vemos como esto pueda acotar el impacto negativo del PdL sobre el segmento.»

Adicionalmente, indicó que se ha planteado en diversas instancias que en la mesa técnica de tarifas se llegaron a acuerdos, cuando en realidad lo que sucedió es que solo se expusieron posturas que no se vieron reflejadas luego en el texto del proyecto de ley. De hecho, la mesa aún no ha evacuado un informe final.

Finalmente, dice que la discusión sobre los PMGD se ha hecho sobre la base de conceptos que están derechamente errados, como que existiría una eventual sobre renta y que se trata de un subsidio. A este respecto Darío Morales afirmó “en la medida que tenemos discusiones sobre conceptos que están errados, será difícil tener una conversación constructiva que permita resolver el problema de fondo, que es, como ayudamos a las familias más vulnerables a hacer frente de manera definitiva al alza de las cuentas de la energía”.

Generación Distribuida: Parte de la Solución

Durante la sesión, ACESOL manifestó que el mecanismo de precio estabilizado es parte de una política pública que ha sido mantenida y perfeccionada en los últimos cinco gobiernos, y que tuvo como objetivo reducir una barrera de mercado para promover la instalación de centrales de generación cerca de los centros de consumo. Como ejemplo de los beneficios sistémicos, ACESOL presentó los resultados preliminares de un estudio encargado al Centro de Energía de la Universidad de Chile que indica que durante el 2023, la inyección de los PMGD redujo los costos de operación en 268 millones de dólares, evitó la emisión de 2 millones de toneladas de CO2, equivalente que representa un costo social de 91 millones de dólares, que evitó 11,6 millones de dólares en pérdidas de transmisión y redujo los costos marginales entre 12 y 17 USD/MWh.

Además, ACESOL mostró información sobre el impacto positivo que han tenido los PMGDs en la generación de empleo, principalmente en las regiones centro sur del país y de cómo estos podrían verse afectados de mantenerse el PdL en su forma actual, incluso con las indicaciones descritas por el Ministerio de Energía.

Propuesta de ACESOL

ACESOL también presentó una serie de medidas concretas destinadas a resolver el problema de fondo. Estas incluyen un subsidio directo a la inversión en autoconsumo y generación residencial para viviendas sociales, la reducción temporal del IVA durante tres años para proyectos de autoconsumo, y la transformación del programa Casa Solar a un modelo tipo voucher. También propone hacer más eficiente el uso de los recursos públicos en programas de distintos ministerios, impulsar el Proyecto de Ley que promueve las energías renovables no convencionales (ERNC), y reducir barreras para el autoconsumo en propiedades conjuntas. Además, sugiere descontar los costos anuales de contratos ESCO de los impuestos a pagar y facilitar fondos de garantía o inversión, a través de CORFO, para financiar proyectos verdes de autoconsumo.

Compromiso de ACESOL

Finalmente, ACESOL reitera su compromiso de colaborar activamente con las autoridades, aportando su experiencia y conocimiento para el desarrollo de políticas públicas que promuevan un sistema eléctrico más justo, eficiente y sustentable para todos los chilenos.

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Llega SESA SUMMIT 2024 el evento para impulsar la energía solar y el almacenamiento en Puerto Rico

La Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA) llevará a cabo la octava cumbre anual «SESA SUMMIT 2024», del 18 al 20 de noviembre de 2024 en el Centro de Convenciones de Puerto Rico en San Juan.

Reserve su entrada hoy y acceda a precios preferenciales. El descuento early bird permanecerá vigente hasta mañana viernes 18 de octubre.

Forme parte de esta cumbre en la que profesionales del sector fotovoltaico y baterías se reunirán para conocer las últimas innovaciones tecnológicas disponibles para este mercado y debatir sobre los pasos a seguir para lograr la resiliencia energética de Puerto Rico.

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Ya confirmaron su asistencia grandes personalidades del sector público local y federal como Edison Avilés-Deliz, presidente del Negociado de Energía de Puerto Rico y Maximiliano J. Trujillo, director Estatal para Puerto Rico del Departamento de Agricultura de los Estados Unidos (USDA).

Además, desde el sector privado se sumarán Juan Saca, CEO y presidente de LUMA Energy; Mary Powell, CEO de Sunrun; Nellie Gorbea, CEO y presidente de Puerto Rico Green Energy Trust; Emilie Oxel O’Leary, CEO y propietaria de Green Clean Solar; entre otros.

Estos referentes expondrán en el salón de conferencias sobre temas de gran relevancia como oportunidades de financiación federal, nuevas políticas que impulsan la energía solar, modelos de negocio con virtual power plants y mucho más.

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El vestíbulo del Centro de Convenciones también será un punto de encuentro en el que los asistentes podrán conocer los productos que prometen las mayores eficiencias para nuevos proyectos en el archipiélago puertorriqueño. Pero aquello no sería todo.

Allí, los espacios de networking facilitarán el contacto directo entre los referentes de las principales empresas fabricantes, distribuidores e instaladores del rubro, siendo el escenario ideal para explorar sinergias y nuevos negocios.

Esta iniciativa de SESA llega en un momento en el que Puerto Rico marca el hito de 900 MW de capacidad instalada solar distribuida y 2 GWh de almacenamiento energético distribuido. Y los instaladores locales van por más.

“Con sobre 130,000 clientes solarizados -más de 900MW de energía distribuida- Puerto Rico hoy se distingue como la jurisdicción con mayor número de instalaciones solares per cápita en todos los Estados Unidos. En esta nuestra 8va Cumbre, la industria entera se une para discutir cómo superar estos logros, y seguir expandiendo nuestro importantísimo sector de energía solar y almacenamiento.

Seguir creando oportunidades empresariales, nuevos negocios y buenos empleos mientras aumentamos la resiliencia individual y colectiva de hogares e industrias mediante energía solar y baterías, es nuestro objetivo central. Y todo lo hacemos desde el lugar perfecto, en el modernísimo Centro de Convenciones de San Juan, capital de la Isla del Encanto. ¡Les esperamos!”, expresó Javier Rúa-Jovet, director de políticas públicas de la Asociación de Almacenamiento de Energía y Solar de Puerto Rico (SESA).

No se pierda la oportunidad de asistir a la octava cumbre de SESA. Reserve hoy su entrada early bird.

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Genneia colocó exitosamente un nuevo bono verde por USD 48 millones al 6% con vencimiento en 2028

Genneia ha alcanzado un nuevo hito en la emisión de instrumentos de finanzas sostenibles. La compañía colocó su 15° Obligación Negociable Verde (ON) por un monto equivalente a US$ 48.3 millones, superando ampliamente su objetivo inicial de US$ 30 millones. La colocación atrajo ofertas por más de US$ 58.9 millones, lo que permitirá alocar los fondos en futuros proyectos solares. Este éxito refuerza la confianza del mercado en la solidez crediticia y el compromiso ambiental de la compañía.

La Obligación Negociable (ON) dólar hard (MEP) Clase XLVII, emitida por un monto de US$ 48.3 millones, ofrece un cupón fijo del 6,00%, con intereses pagaderos semestrales y vencimiento en octubre 2028. Fue emitida a un precio de 100%. Este nuevo instrumento cuenta con una calificación AA.ar de Moody’s Local, quien destaca la sólida posición competitiva en el mercado de energía renovables de la compañía, destacando la flexibilidad financiera, altos márgenes de rentabilidad y una estable generación de flujo de fondos. Por otro lado, la nueva ON se incorporará al panel de Bonos Sociales, Verdes y Sustentables (SVS) de ByMA, la bolsa de valores local que nuclea a los principales actores del mercado de capitales, siendo su decimoquinto instrumento con etiquetado verde en el panel.  

Esta operación se realiza bajo la coordinación de Macro Securities como Organizador, mientras que Macro Securities S.A.U., BACS Banco de Crédito y Securitización S.A., Cocos Capital S.A., Banco BBVA Argentina S.A., Banco de la Provincia de Buenos Aires, Banco Hipotecario S.A., Banco Mariva S.A., Banco Patagonia S.A., Banco Santander Argentina S.A., Petrini Valores S.A., Invertironline S.A.U., Banco Supervielle S.A. y PP Inversiones S.A. actúan como Colocadores.

Genneia continúa afianzando su liderazgo en finanzas sostenibles en el mercado local e internacional, habiendo emitido Obligaciones Negociables por más de US$850 millones de dólares en los mercados de capitales local e internacional. Asimismo, la compañía superó 1 GW de capacidad instalada renovable a principios de 2024, hito destacado que consolida su liderazgo en el sector y que refuerza su compromiso con las buenas prácticas que contribuyen a la lucha contra el cambio climático. 

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Uso de energías renovables: Enel Colombia ha entregado certificados I-REC a más de 150 empresas este año

Durante este año, Enel Colombia ha realizado la entrega de los Certificados Internacionales de Energía Renovable I-REC (Renewable Energy Certificates) a más de 150 empresas del país, constatando que el uso de la energía en sus operaciones en 2023 provino de fuentes 100% renovables, desde las centrales de generación hídricas de la Compañía.

Cafam, Crepes & Waffles, Lafayette, la Embajada de Estados Unidos, Casa Luker, Nestlé, RCN Radio, y las universidades La Sabana, Javeriana, y Sergio Arboleda, son algunas de las que han recibido estos reconocimientos. 

Durante el 2023, Enel certificó 1.343 GWh de energía limpia a sus clientes del mercado no regulado en Colombia, que se constituyen en aportantes directos para mitigar los efectos del cambio climático y contribuir con la reducción de la huella de carbono, al representar el equivalente a alrededor de 232 mil toneladas de CO2 en compensación de emisiones.

“Desde Enel Colombia le apostamos a acelerar el uso de energías limpias en las empresas e industrias del país con el objetivo de seguir promoviendo la transición energética y el desarrollo sostenible.

Con mucha satisfacción entregamos los certificados I-REC a nuestros socios comerciales, que se han venido sumando para construir un futuro más verde”, expresó Dario Miceli, Gerente de Energy and Commodity Management para Enel Colombia y Centroamérica.

Los I-REC son respaldados por un sistema global de certificación de energías limpias liderado por The International REC Standard. 

Estos validan que el origen de la energía utilizada en los procesos de producción proviene de fuentes 100% renovables (Cada certificado REC equivale a 1 MWh de energía eléctrica, proveniente de fuentes renovables), lo que además de beneficiar al ambiente, permite dar un valor agregado al producto o servicio proporcionado ante el consumidor final.

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Pacific Hydro impulsará 11 proyectos gracias al fondo comunitario Creciendo Juntos en Los Loros

En el marco de la primera versión del fondo comunitario Creciendo Juntos de Pacific Hydro y, con el propósito de impulsar proyectos comunitarios innovadores para mejorar la calidad de vida de los habitantes de las distintas organizaciones sociales y comunidades indígenas de la localidad de Los Loros en la Región de Atacama, presentaron un total de 14 iniciativas ante la comisión evaluadora, de las cuales 11 fueron adjudicadas.

Para esta edición, el jurado estuvo compuesto por la seremi de Energía de Atacama Yenny Valenzuela, Neyel Marín representante de PTI Energía Atacama, Catalina Guerrero, directora de Dideco de la Municipalidad de Tierra Amarilla, Nicole Hawas, analista de relaciones comunitarias del Ministerio de Energía, Jonathan Cortes y Jaime Giovanetti; representantes de Pacific Hydro.

“Como Gobierno estamos muy contentos de ver cómo los proyectos de energía crean valor junto a las comunidades en las que se instalan, para nosotros este impacto social positivo es tan importante como su impacto económico y medioambiental. Cómo Ministerio de Energía siempre estaremos felices de apoyar este tipo de instancias”, comentó Yenny Valenzuela, seremi de Energía de Atacama.

Al respecto, el gerente ejecutivo de Recursos Humanos, Relaciones Comunitarias y Asuntos Corporativos de Pacific Hydro, Juan Pablo Villanueva dijo: “Estamos muy contentos de ver cómo esta iniciativa, en su primera edición en la región de Atacama, moviliza a los líderes y comunidad a trabajar colaborativamente por generar un cambio e impactar positivamente en su localidad. Para nosotros, el programa Creciendo Juntos es un elemento central que nos permite la vinculación y el entendimiento de la realidad de cada organización permitiéndonos trabajar en forma empática y cercana junto a las comunidades”.

El fondo ofrece a la comunidad la oportunidad de activar y motivar a los integrantes de sus organizaciones, con el objetivo de promover una dinámica de colaboración y asociatividad, presentando iniciativas de inversión social. En esta primera versión, se presentaron proyectos en dos categorías principales: eficiencia y acceso a energía o agua, y una variedad de otras áreas, como cultura, turismo, deporte y recreación, emprendimiento comunitario, educación y capacitación, infraestructura e implementación comunitaria, y medio ambiente.

Es importante destacar que el fondo concursable Creciendo Juntos de Pacific Hydro ha permitido dar vida a más de 300 sueños comunitarios y se ha consolidado como una importante instancia de diálogo y colaboración permanente en los territorios en los que la Compañía está presente, desde hace 18 años.

“Agradecemos a los vecinos y vecinas que participaron activamente en esta primera versión del fondo en la Región de Atacama, demostrando su compromiso y energía en la búsqueda de soluciones que beneficien a todos. ¡Juntos, seguimos construyendo un futuro más sostenible y próspero para Los Loros!”, concluyó Villanueva.

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FES Colombia 2024: Últimas entradas disponibles para el evento más importante del sector de las energías renovables

Future Energy Summit (FES) regresa a Bogotá los días 29 y 30 de octubre, consolidándose como el encuentro más importante que congrega a los stakeholders más relevantes del sector de las energías renovables. El evento, que tendrá lugar en el JW Marriott Hotel Bogotá, reunirá a más de 500 profesionales, líderes empresariales y expertos para discutir las tendencias clave y las oportunidades de crecimiento en la transición energética de Colombia y la región.

Con un aforo casi completo, el encuentro es clave para conocer las últimas tendencias del mercado y vincularse con los principales actores del sector. Las últimas entradas pueden adquirirse a través de este enlace.

Innovación y oportunidades en FES Colombia

La agenda en FES Colombia abordará los temas más relevantes concernientes a las energías renovables, desde cómo se están integrando las fuentes eólica y solar fotovoltaica, el rol del almacenamiento, las políticas energéticas y las últimas tendencias tecnológicas. Con un enfoque en los desafíos y oportunidades actuales del sector, el evento también proporcionará espacios exclusivos para networking, permitiendo la conexión entre empresas, instituciones y líderes del sector.

Entre los speakers recientemente confirmados destacan Gonzalo Betancur, gerente de Energía en Ecopetrol, quien representará la visión de una de las compañías energéticas más importantes del país. También estará presente Katharina Grosso, gerente comercial y de Business Intelligence en Promigas, quien compartirá su experiencia en soluciones energéticas innovadoras, y Sandra Téllez, superintendente para Energía y Gas Combustible en la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, abordando la regulación del sector en Colombia.

CONSULTAR ENTRADAS

Otros ejecutivos clave incluyen a María Juliana Tascón, country manager de Ecoener; Alejandro Ospina, country manager de Zelestra; Orlando Pinilla, director de Ingeniería y Construcción en AES Colombia; Felipe de Gamboa, country manager de EDP Renewables; Camilo Rincón, vicepresidente de ACOSOL; Roberto Cajamarca, director de Gestión del Conocimiento en ADELAT; Alejandra Hernández Saravia, presidenta ejecutiva de SER Colombia; y Enrique de Ramón, vicepresidente de Desarrollo de Negocios en AES Andes.

El futuro de FES: Conexiones y expansión en 2025

Este evento en Colombia es parte de la Gira FES, una serie de encuentros internacionales que se expanden año tras año. En 2025, FES ampliará su presencia en la región con la incorporación de Perú como nuevo destino. De esta manera, FES continúa consolidándose como una plataforma fundamental para la transición energética en Latinoamérica y Europa.

Con paradas en Argentina, el Caribe, México, España y otros destinos estratégicos, esta gira internacional ofrece un espacio exclusivo para que empresas y líderes del sector intercambien conocimientos, fortalezcan alianzas y participen en debates clave sobre el futuro de la energía limpia.

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Situación actual de los proyectos solares en el MATER: Principales actores detrás de cada parque

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) adjudicó 53 proyectos solares por 2691,93 MW de capacidad con prioridad de despacho en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). 

De la totalidad de los proyectos, 24 ya están operativos (918,1 MW) e inyectan energía al MEM, mientras que los restantes 29 aún no están habilitados comercialmente pero ocupan casi tres cuartas partes de la potencia asignada desde la implementación del MATER en el 2017 hasta la fecha. 

Energía Estratégica realizó un relevamiento sectorial a partir de información de CAMMESA y pudo averiguar que, entre las 32 razones sociales que figuran entre los parques fotovoltaicos ganadores, en realidad hay 24 empresas promotoras (incluyendo desarrolladoras, EPCistas y generadoras), que se enlistan a continuación:

360Energy, Aconcagua Energía, CAPEX, Central Puerto, DIASER, EFESA, Energía del Futuro SA, Eoliasur, Industrias Juan F. Secco, EPSE, FECOCUYO, Generadora solar Santa Rosa, Genneia, Grupo Neuss, LEDLar, Martifer, MSU Green Energy, Parque Eólico Arauco, Latinoamericana de Energía, Sidersa, SolarDQD, Tassaroli, TotalEnergies e YPF Luz. 

360Energy, empresa argentina enfocada en el desarrollo de proyectos de energía solar fotovoltaica a gran escala, se destaca por tener un total de cinco proyectos asignados (282 MW de prioridad de despacho), de los cuales cuatro ya están operativos (107 MW); mientras que el restante (Colonia Elia) posee 175 MW adjudicados pero aún no tiene COD. 

Y cabe recordar que 360Energy podría empezar a construir más parques de generación renovable en el planeta, tras lo hecho en Argentina, a partir de la firma Stellantis (grupo de empresas multinacional de la industria automotriz) como nuevo accionista principal. 

Aconcagua Energía, empresa multi-energética fundada por capitales locales que hace menos de año adquirió Orazul Argentina, posee tres centrales fotovoltaicas que aún no entraron en operación comercial, aunque sus 110 MW fueron designados entre el segundo semestre del 2022 y el primer trimestre del 2024. 

Eoliasur, desarrolladora renovable fundada en 2011, compitió en varios de los últimos llamados del MATER, aunque vendió la mayoría de los proyectos en los que logró prioridad de despacho. De tal modo que actualmente sólo figura en su poder 115,83 MW del parque solar San Carlos Norte (aún no inyecta energía). 

Incluso, uno de esos emprendimientos presentados en conjunto junto a otra entidad es todavía no operativo PS Rafaela (120 MW), que corresponde a Industrias Juan F. Secco según pudo averiguar Energía Estratégica a partir de conversaciones con CAMMESA. 

Genneia fue la primera compañía en superar los 1000 MW renovables en operación en el país y tal como anticipó Energía Estratégica, es la que posee mayor prioridad de despacho adjudicada en el MATER (1410,87 MW). 

La tecnología fotovoltaica representa un gran porcentaje en su ecuación, debido a que cuenta con seis parques operativos (403 MW) y cuatro en proceso de construcción (280 MW), lo que da un total de 683 MW FV obtenidos en el mercado entre privados una vez todos estén en funcionamiento.

MSU Green Energy, unidad de energías renovables del Grupo MSU, también posee un amplio portafolio de proyectos que buscan llevar adelante en el transcurso de los próximos años, a tal punto que la compañía apunta alcanzar cerca de 1 GW en los próximos. 

¿Qué papel juega el MATER? La firma posee 10 centrales solares (767,4 MW) en dicho mecanismo, de las cuales dos ya están en marcha (157,4 MW) y las otras ocho (610 MW) todavía no lograron llegar a esa etapa, pero es preciso mencionar que la mayoría fue adjudicada entre el cierre del 2022 e inicios del 2024, por lo que recién estarían en operación en 2026. 

YPF Luz, la unidad de negocios de la semi-estatal YPF para la generación de energía eléctrica, por su parte ya opera el parque solar El Zonda (100 MW), a la par que avanza en los PS General Levalle (28 MW) y El Quemado (120 MW) en las provincias de Córdoba y Mendoza, respectivamente.

Proyectos que se sumarán a su portafolio eólico dentro del Mercado a Término, que le permitirá quedar a las puertas de superar 1 GW de capacidad en este segmento de impulso a las energías renovables en Argentina. 

Por otro lado, dentro del grupo de empresas con proyectos en operación, se destacan Parque Eólico Arauco (60 MW con las etapas II, III y IV de su central homónima), Grupo Neuss (Cura Brochero – 25 MW), EFESA (Parque de los Llanos – 20 MW) y Diaser (P.S. La Cumbre II – 19 MW).

A lo que se debe añadir que también hay otros proyectos con menor capacidad ganada en el MATER que fueron habilitados, entre los que se encuentran aquellos de LEDLar (Chepes – 8 MW), Latinoamericana de Energía (Tamberías y Los Diaguitas – 4,5 MW), Sidersa (Ullum Solargen 2 – 7 MW), Tassaroli (Helios Santa Rosa – 5,2 MW), FECOCUYO (El Marcado – 5 MW), Generadora Solar Santa Rosa (Solar de Los Andes – 5 MW) y EPSE San Juan (Anchipurac – 3 MW). 

Mientras que las firmas CAPEX (La Salvación – 20 MW), Central Puerto (San Carlos – 10 MW), Energía del Futuro SA (Olongasta – 90 MW), SolarDQD (desarrolladora y EPCista para los PS Quitilipi y Tres Isletas – 35 MW) y TotalEnergies (le adquirió el PS Amanecer IV a Eternum – 10 MW), aún operan comercialmente. 

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Fotovoltaicas en Honduras atraviesan una situación compleja por huecos de tensión

En Centroamérica, los incidentes de centrales de generación interconectadas al Sistema Eléctrico Regional (SER) continúan siendo objeto de análisis para mejorar la gestión técnica y comercial del Mercado Eléctrico Regional (MER). 

Entre los vinculados a energías renovables, el Ente Operador Regional (EOR) ha señalado, durante el pasado mes de septiembre, algunos vinculados a pérdidas de generación fotovoltaica en el área de control de Honduras. 

Tal es el caso de un anuncio del 8 de septiembre, por un evento originado en la Planta Fotovoltaica Marcovia, que provocó la salida de aproximadamente 90 MW de capacidad solar. Esto, consecuentemente llevó a la desconexión de 365.59 MW de carga debido a los esquemas de protección existentes en el SER para su resguardo.

Posteriormente, el 16 septiembre se advirtió otra pérdida de generación fotovoltaica  que llevó al disparo de la línea de interconexión 230 kV León I – Prados (Honduras-Nicaragua) ocasionando a su vez el disparo de la línea de interconexión a 400 kV Tapachula – Los Brillantes (México – Guatemala) por la activación del Esquema de Control Suplementario. 

“En Honduras, aunque muchas centrales tienen inversores con la capacidad técnica de poder resistir huecos de tensión, no fueron ajustados correctamente porque no había una norma nacional ni regional que oriente u obligue a hacerlo, causando ese tipo de disparos en el sistema”, consideró José Antonio Morán Maradiaga, gerente general de ESCO Honduras

Estas problemáticas se vieron con mayor frecuencia en años anteriores, según recordó Morán, quien en aquel entonces se desempeñaba como comisionado en la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE).    

José Antonio Morán – ESCO Honduras

“Fueron evidenciadas a partir de 2021, porque en ese año -por varias razones- hubo muchos cortocircuitos en la red de 230 kV, sobre todo en la zona sur de Honduras donde hay una alta concentración de generación solar de centrales construidas con tecnologías de 2014 para atrás”.

De acuerdo con el especialista del mercado, estos incidentes deberían continuar disminuyendo su frecuencia con la entrada en vigencia de la nueva “Norma Técnica Transitoria de los Servicios Complementarios de Control de Voltaje y Potencia Reactiva, y Desconexión de Cargas” aprobada por la CREE el pasado mes de agosto. Ahora bien, también advirtió que no todas se podrán alinear.  

“La principal motivación de la CREE fue precisamente establecer una normativa que permitiera exigir a los centrales generadores implementar controles adecuados y ajustes adecuados a aquellos que pudieran. Pero hay unas centrales que no tienen la posibilidad técnica de hacerlo. Entonces, van a seguirse disparando estos eventos”.

El costo de la adaptación es otro tema en discusión en estos momentos, ya que los privados vinculados a estos proyectos estarían evaluando cláusulas en sus contratos de suministro para manejar este tipo de cambios regulatorios que requieren que hagan nuevas inversiones. 

“Los generadores en general sí están de acuerdo en hacer las modificaciones necesarias, pero hay que considerar que en aquellos casos que ocupan cambios de equipos, significa una inversión que puede ser significativa”, indicó Morán

Según el gerente general de ESCO Honduras, muchos de ellos firmaron PPA con la ENEE entre el 2014 y el 2015 y no tenían esas obligaciones, porque no existía la norma técnica actualmente en vigencia. Por lo que en los siguientes meses va a ser necesario definir quién se hace cargo de los costos de implementación de esos controles.

“La gran mayoría de generadores solares, renovables en general, les tienen pendientes pagos de 12 meses y más. Ahí es donde se complica la cosa, ¿verdad? Porque entonces la discusión no es si están dispuestos, porque estamos claros que hay que hacer algo para resolver esta situación y a nadie le conviene que haya disparos en el sistema, la situación se torna compleja cuando se les pide corregir esto haciendo inversiones, pero al mismo tiempo se mantienen facturas pendientes de más de 12 meses. ¿Cómo se hace?”, planteó.

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Fuerte compromiso de Fox ESS con el desarrollo fotovoltaico de Latinoamérica

Fox ESS, fabricante de soluciones de almacenamiento de energía e inversores, es una empresa joven fundada en 2019 que ha logrado posicionarse rápidamente en el sector fotovoltaico por la competitividad de sus productos, gracias al sólido respaldo de Tsingshan Group, el mayor productor mundial de acero inoxidable y níquel.

Jorge Visoso, gerente de ventas para Latinoamérica de Fox ESS, explicó en el marco de una entrevista audiovisual con Energía Estratégica que esta relación les permite participar en eslabones clave de la cadena de suministro de la industria fotovoltaica, desde la extracción de materias primas, hasta la producción de baterías e inversores solares.

Este nivel de integración les otorga una ventaja competitiva en términos de costo y calidad, asegurando productos altamente confiables que están adaptando a las necesidades específicas de cada país. Al respecto, Jorge Visoso destacó que esta estrategia convierte a Fox ESS en un jugador “muy especial” dentro de la industria que ya aporta soluciones específicas en América Latina.

El compromiso de Fox ESS con esta región se refleja en su expansión y sólida presencia en Brasil, donde la empresa vende aproximadamente 1 GW al año y ha ganado reconocimientos como Top Brand. Este mercado, según Visoso, es crucial para la compañía debido a su tamaño, por lo que anticipó que ya están trabajando en generar asociaciones con distribuidores locales de renombre.

Pero el alcance de esta empresa no se limita solo al gigante brasileño. El gerente de ventas para Latinoamérica de la empresa reveló que la empresa también está teniendo un crecimiento sostenido en mercados como Colombia, Ecuador y Perú, además de algunas plazas estratégicas de Centroamérica. A nivel continental, incluso en Estados Unidos, donde las regulaciones son sumamente estrictas, Fox ESS ha logrado posicionarse como un proveedor confiable de inversores y sistemas de almacenamiento de energía.

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Innovación en productos adaptados a la región

Fox ESS se esfuerza por adaptar sus tecnologías a las necesidades de mercados latinoamericanos. Es así que entre los inversores residenciales, que son uno de los productos más demandados en la región, incorporó un inversor trifásico de 15~30kW con una salida de voltaje a 220 V/240 V «óptimo para la región».

Además, este fabricante ha lanzado recientemente una solución todo en uno denominada G-MAX. Este producto está dirigido principalmente a instalaciones comerciales e industriales, con una capacidad de almacenamiento de 200 kWh y una potencia de 100 kW, lo que lo convierte en una alternativa interesante para grandes proyectos en estas latitudes.

El futuro del almacenamiento de energía en América Latina

El compromiso de Fox ESS con el almacenamiento de energía va más allá de sus productos actuales. Según su gerente de ventas para Latinoamérica, la empresa considera que el futuro de la industria fotovoltaica está estrechamente ligado al desarrollo de sistemas de almacenamiento. En este sentido, Fox ESS está bien posicionada, no solo por sus baterías de litio fabricadas con materias primas de alta calidad, sino también por su enfoque en productos que se alineen con las crecientes demandas de almacenamiento.

Visoso enfatizó que la visión de la empresa se centra en ofrecer soluciones que acompañen el crecimiento del mercado fotovoltaico de manera sostenible, impulsando la adopción de sistemas de almacenamiento en toda la región. Este enfoque refleja un compromiso profundo con el desarrollo energético de América Latina y su transición hacia fuentes de energía más limpias y eficientes.

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EGESA recupera Sarigua y asegura energía limpia para el verano

Anticipando los desafíos del próximo verano y los efectos del cambio climático, la Empresa de Generación Eléctrica S.A. (EGESA) realizó este fin de semana mantenimiento en las líneas de transmisión, transformadores y circuitos eléctricos de la Planta Solar Sarigua.

Estas acciones son esenciales para garantizar el óptimo funcionamiento de la Planta Estatal y asegurar una inyección constante de energía limpia durante los próximos meses.

Desde el 1 de julio, se han llevado a cabo labores para rescatar la Planta Solar Sarigua, que se encontraba en mal estado tras varios años de deterioro.

Con una capacidad instalada de 2,4 MW, la planta aporta a la producción de energía renovable para Panamá, aunque su rendimiento se había visto afectado por la falta de mantenimiento.

Vicente Prescott, Gerente de EGESA, afirmó: “Hemos trabajado intensamente para restaurar Sarigua. Este mantenimiento garantiza que la planta funcione a su máximo rendimiento, proporcionando energía limpia y estable, en un contexto de desafíos climáticos”.

La Planta Solar Sarigua aporta hasta un 30% del consumo eléctrico anual del Distrito de Parita, y su rehabilitación subraya el compromiso del gobierno con una matriz energética más sostenible.

El Secretario de Energía, Juan Urriola, en declaraciones pasadas destacó la necesidad de reactivar a EGESA, que en los últimos años había quedado relegada en el mercado. Urriola mencionó que uno de los primeros pasos es devolverle su protagonismo en la generación de energía, especialmente en tecnologías como la solar, «Lo que pasa es que a esa empresa la metimos en un clóset y le apagamos la luz. Ahora estamos volviendo a encenderla para que juegue su rol en el mercado».

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Solis y líderes del sector solar concluyen con éxito el “Smart Solar Tour” en Centroamérica

Solis Inverters, junto con Trinasolar y S-5!, han finalizado con éxito el “Smart Solar Tour” en Centroamérica, una serie de capacitaciones y talleres que recorrieron la región para impulsar la adopción de tecnologías fotovoltaicas avanzadas. La última parada de este recorrido se realizó en El Salvador, donde más de 250 profesionales del sector solar recibieron formación especializada en la instalación y operación de soluciones solares de última generación.

Con un crecimiento anual del 5 al 7% en la industria solar de Centroamérica, la demanda por energía fotovoltaica sigue en ascenso, y se requieren técnicos capacitados que optimicen el rendimiento de las instalaciones solares. Esta gira ha sido clave para la formación de nuevos especialistas que podrán dar respuesta a estas crecientes necesidades, potenciando el avance de la energía solar en países como Guatemala, Honduras, Panamá y El Salvador.

Sergio Rodríguez, Chief Technology Officer (CTO) LATAM de Solis, destacó la importancia de la colaboración entre Solis, Trinasolar y S-5! para avanzar en la profesionalización del sector y fortalecer la red de técnicos en la región. «El Smart Solar Tour marca un antes y un después en la adopción de la energía solar fotovoltaica en Centroamérica. Hemos proporcionado a los participantes las herramientas necesarias para instalar tecnologías que pueden reducir los costos eléctricos hasta en un 99% para comercios y residencias».

Crecimiento acelerado de la energía solar en la región

El Salvador ha experimentado un crecimiento extraordinario en su capacidad de generación solar, con un aumento del 300% en los últimos ocho años. «En 2017, la generación fotovoltaica representaba solo el 1.45% de la matriz energética del país. Hoy, gracias a la adopción de tecnologías solares de avanzada, este porcentaje ha crecido al 7%, alcanzando los 540.1 gigavatios hora (GWh)», explicó Rodríguez.

Panamá también se destaca por su rápida adopción de energía solar. En los primeros siete meses de 2024, la generación solar en el país creció un 26.9%, alcanzando los 633,799 Kwh, consolidándose como uno de los mercados más dinámicos en esta área.

Compromiso de Solis con las energías renovables

Solis celebra este año su 19 aniversario, consolidándose como uno de los líderes mundiales en el sector solar. La compañía fue reconocida en el Foro de Desarrollo de Bajas Emisiones de Carbono de Taiyuan 2024, donde se incluyó en el ranking de las «500 Principales Empresas Energéticas Globales» y en el «Análisis de Competitividad de las Nuevas Empresas Energéticas Globales 2024».

Con un sólido historial en innovación y calidad, Solis ha mantenido su posición como el tercer mayor fabricante de inversores a nivel mundial durante tres años consecutivos, y lidera el mercado global de inversores de cadena monofásicos residenciales. A finales de junio de 2024, los envíos acumulados de Solis superaron los 100 GW, reflejando su expansión y liderazgo en el sector.

Harold Steinvorth, Director de Generación Distribuida de Trinasolar para Latinoamérica, subrayó la importancia de la capacitación: «El éxito del Smart Solar Tour demuestra la creciente demanda por formación en el sector solar de la región. Los más de 300 participantes han mostrado gran interés en mantenerse a la vanguardia de las tecnologías solares que lideran el mercado».

Juan Carlos Fuentes, International Business Director de S-5! para Latinoamérica y Europa, añadió: «La calidad en la instalación es fundamental para el éxito a largo plazo de la energía solar. A través del Smart Solar Tour, hemos contribuido a elevar los estándares y promover las mejores prácticas en la región».

Una alianza para un futuro más limpio

El Smart Solar Tour ha marcado un hito importante en la expansión de la energía solar en Centroamérica. Gracias a esta alianza entre Solis, Trinasolar y S-5!, se ha logrado capacitar a una nueva generación de técnicos que impulsarán el crecimiento del sector. Solis reitera su compromiso con la innovación y el desarrollo sostenible, trabajando junto a sus socios para liderar el camino hacia un futuro energético más limpio y contribuir al desarrollo económico y ambiental de la región.

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De granjas a colinas: cómo DAS Solar moldea un futuro sostenible con soluciones DAS Eco

Con la creciente urgencia de la transición limpia global y la neutralidad de carbono, la industria solar está explorando modelos de desarrollo diversificados.

Combinando la generación de energía solar con la agricultura, la ganadería y terrenos complejos, DAS Solar está fomentando aplicaciones innovadoras «PV+» bajo el nombre de DAS ECO Solutions, creando modelos que logran beneficios tanto económicos como ecológicos. Estos sistemas complementarios no solo optimizan el uso de la tierra, sino que también contribuyen significativamente a la restauración ambiental, creando un camino sostenible para la revitalización rural.

Agri-PV: Un Impulso para la Agricultura Verde

El modelo Agri-PV combina de manera efectiva la generación de energía solar con la producción agrícola, optimizando el uso de la tierra al permitir que los cultivos crezcan debajo de los módulos solares. Este modelo aborda el conflicto entre el uso de la tierra para la agricultura y el desarrollo de energías renovables, proporcionando un camino sostenible para la coexistencia.

En el modelo Agri-PV, los módulos solares actúan como estructuras naturales de sombra, reduciendo las temperaturas del suelo y minimizando la evaporación de la humedad. Esto crea un ambiente más fresco para los cultivos, mejorando sus condiciones de crecimiento y aumentando los rendimientos agrícolas. Al ajustar las matrices solares e incorporar materiales reflectantes, la luz solar se optimiza tanto para los cultivos como para la generación de energía.

Por ejemplo, en Shaanxi, China, un proyecto Agri-PV a gran escala utiliza tanto los módulos N-type 4.0 de DAS Solar como los sistemas de montaje flexible de la compañía. Los módulos están equipados con las últimas celdas TOPCon 4.0 Plus, que tienen una eficiencia de producción masiva superior al 26.7% y un voltaje de circuito abierto de 742mV, mostrando un excelente rendimiento de generación de energía. Mientras tanto, el sistema de montaje flexible elevado y pretensado está estratégicamente posicionado sobre huertos de manzanas. Con un vano único de 33 metros y una altura de diseño de 5.5 metros, la disposición asegura más del 70% de exposición solar para los árboles de manzana, lo que incrementa tanto las ganancias agrícolas como la producción de energía.

Los sistemas Agri-PV ofrecen beneficios ambientales adicionales al reducir el uso de fertilizantes y pesticidas químicos. Al mejorar los microclimas del suelo y disminuir la temperatura superficial, estos sistemas mejoran la salud del suelo y fomentan la biodiversidad, creando una coexistencia armoniosa entre la agricultura y la naturaleza. Agri-PV ya está desempeñando un papel importante en la transformación de la agricultura tradicional en un modelo más sostenible.

Livestock-PV: Mejorando los Pastizales en una Coexistencia Armoniosa

El núcleo del modelo Livestock-PV es el concepto de «paneles solares arriba, ganado abajo», que optimiza la disposición espacial de los módulos solares para apoyar el pastoreo del ganado y el mantenimiento de los pastizales debajo de ellos. Al elevar los arreglos solares, el sistema permite que los módulos absorban eficientemente la luz solar, al tiempo que crean áreas sombreadas debajo, ideales para el crecimiento de pasto y el pastoreo del ganado. Ajustes en el ángulo de inclinación, la altura y el espaciamiento de los módulos garantizan una distribución uniforme de la luz solar.

Esto, combinado con la lluvia natural, la regulación del microclima y la filtración de agua del lavado de los módulos solares, crea condiciones ideales para el crecimiento de los pastos, minimizando la necesidad de riego artificial y fertilizantes.

En regiones con climas adversos, la sombra proporcionada por los módulos solares protege al ganado de condiciones climáticas extremas. El uso de módulos solares también ayuda a revertir la desertificación y mejorar la calidad del suelo en las zonas desérticas.

En el Desierto de Kubuqi en Mongolia Interior, los módulos solares se combinan con la cría de ganado para promover la restauración de los pastizales y el control de la arena. Con una capacidad total de 2 GW, se estima que el proyecto generará aproximadamente 4.1 mil millones de kWh de electricidad y reducirá el flujo de sedimentos al río Amarillo en 2 millones de toneladas anualmente.

Mientras que la capa superior de los módulos de vidrio dual maximiza la captura de energía solar, el espacio debajo se utiliza para cultivar cultivos tolerantes a la sombra como pastos de calidad y hierbas medicinales. Además, el proyecto adopta un modelo de acoplamiento entre cultivos y ganado para la rehabilitación de la tierra, incluyendo la cría de pollos y el pastoreo de ovejas.

El estiércol de los animales se utiliza para mejorar la calidad del suelo, ayudando a aumentar la cobertura vegetal y reducir la erosión del suelo.

Además, el modelo livestock-PV crea un ciclo autosostenible en el que el pasto rico bajo los módulos alimenta al ganado, y su estiércol devuelve nutrientes al suelo, enriqueciendo el crecimiento de los pastizales. Como resultado, los agricultores locales se benefician de una mayor productividad del ganado, mientras que las plantas de energía solar proporcionan una fuente estable de energía limpia. Este modelo no solo genera beneficios económicos, sino que también crea nuevas oportunidades de empleo en las zonas rurales, ayudando a los residentes a aumentar sus ingresos y beneficiarse del sol.

Proyectos en colinas: Aprovechando la energía solar en terrenos desafiantes

La expansión de proyectos de energía solar en diversos entornos ha requerido soluciones innovadoras, particularmente en regiones con terrenos desiguales o montañosos. Los proyectos en colinas, donde los módulos solares se instalan en paisajes inclinados o irregulares, están cobrando cada vez más importancia, ya que maximizan el uso del suelo al tiempo que generan energía limpia. Estos proyectos presentan desafíos únicos, que requieren sistemas de montaje avanzados diseñados para ofrecer flexibilidad y adaptabilidad a superficies de terreno no uniformes.

Una de las soluciones más efectivas para proyectos en colinas es el uso de sistemas de montaje flexibles. Estos sistemas están diseñados específicamente para adaptarse a la topografía irregular típica de las áreas montañosas. Al permitir ángulos ajustables, los sistemas de montaje flexibles aseguran que los módulos solares capturen la cantidad óptima de luz solar durante todo el día, independientemente del terreno, maximizando así la producción de energía, incluso en áreas con cambios significativos de elevación.

Un ejemplo destacado es el proyecto fotovoltaico de 200MW en Shanxi, China, que utiliza los sistemas de montaje flexibles de DAS Solar. En comparación con las estructuras tradicionales, el sistema de montaje flexible aumenta la capacidad de instalación en aproximadamente un 25% dentro del mismo espacio, al tiempo que reduce el uso de tierra en más de un 25%. El diseño permite instalar los módulos solares sin necesidad de perforar agujeros previamente, mejorando significativamente la eficiencia de la instalación. Al reducir el uso de acero y los materiales de cimentación, también disminuye los costos generales de inversión.

La mayor altura del sistema, de 8-9 metros, y su largo de hasta 40 metros, combinados con menos pilares de cimentación, proporcionan una excelente adaptabilidad y estabilidad en terrenos difíciles. Este diseño no solo maximiza la captura de luz solar, sino que también optimiza el entorno del suelo al reducir la evaporación de agua debajo de los módulos.

Integración con estrategias globales de energía y medio ambiente

Estas aplicaciones «PV+» ofrecen importantes beneficios ecológicos al contribuir a la restauración de tierras y la conservación de la biodiversidad. Al integrar la generación de energía con la agricultura, la ganadería y terrenos complejos, proporcionan flujos de ingresos diversificados para las comunidades rurales. Los agricultores y ganaderos no solo se benefician de los rendimientos agrícolas o del ganado, sino que también obtienen ingresos arrendando tierras a los desarrolladores de energía solar. Este modelo de doble ingreso promueve la resiliencia económica y proporciona un medio de vida sostenible para los residentes.

Los casos de éxito de DAS Solar ofrecen valiosas ideas para otras regiones del mundo, particularmente en Europa, donde la demanda de energía renovable y prácticas ecológicas sostenibles está creciendo. En áreas donde las tierras agrícolas están subutilizadas o expuestas a la degradación ambiental, los módulos solares ofrecen protección para los cultivos y el ganado mientras generan energía, lo que permite convertir tierras marginales en espacios productivos.

Estas innovaciones en tecnología solar demuestran el futuro de los sistemas de doble uso, que no solo generan energía limpia, sino que también apoyan los esfuerzos globales de mitigación del cambio climático y la conservación de la biodiversidad. En países donde las tierras agrícolas son altamente valoradas, las aplicaciones «PV+» se ven cada vez más como una solución para equilibrar la producción de alimentos con la generación de energía. El desarrollo continuo de módulos solares que maximicen la eficiencia y minimicen el impacto ambiental es clave para desbloquear el potencial completo de estos sistemas a nivel global.

 

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Grupo Los Nacientes logró una reducción de consumo anual de energía de 230 hogares costarricenses gracias a paneles solares

La sede central de El Grupo Los Nacientes se encuentra ubicada en San Carlos. Esta empresa familiar de capital 100% costarricense optó en el 2022 por ratificar su compromiso en el uso y aprovechamiento de la energía renovable al iniciar una secuencia de instalaciones fotovoltaicas que hoy les permite ahorrar hasta un 20% de su factura eléctrica.

“El Grupo Los Nacientes actualmente cuenta con 794 paneles solares instalados estratégicamente en cuatro de sus ubicaciones, en dos de ellas como Generador Distribuido con entrega de excedentes, con capacidad de producir hasta el 54% del consumo de energía y en las otras dos ubicaciones como Generador Distribuido en operación sin entrega de excedentes a la red.

Este proyecto provoca una reducción de consumo desde la red pública de 553,203 kWh por año, lo que equivale al consumo anual de energía de 230 hogares costarricenses promedio”, comentó Kenneth Solano, Gerente de Ingeniería de Avolta Energy.

La compañía cuenta con 39 años en el mercado nacional y está conformada por cuatro empresas que hacen un encadenamiento agroindustrial desde el establecimiento hasta la venta de productos maderables y productos de piña, aguacate y bioinsumos para una producción agrícola sin pesticidas

“Para el Grupo el incursionar con energías amigables con el ambiente no solo significa un ahorro en la factura eléctrica, sino también sentirnos orgullosos que desde sus inicios la compañía se ha caracterizado por trabajar bajo principios y criterios de sostenibilidad mundialmente aceptados.

Estas plantas solares permiten mitigar alrededor de 50 toneladas de dióxido de carbono al año, por lo cual son proyectos autosostenibles ya que por medio del ahorro generado se cubren los costos financieros asociados permitiendo recuperar las inversiones en un periodo promedio 4.9 años”, acotó Emilio Salas, Gerente Financiero, del Grupo Los Nacientes.

El Grupo es propietario de más de 10.000 hectáreas, en el norte del país, donde las áreas de repastos adquiridas fueron reforestadas y cultivadas con productos agrícolas con muy baja carga química, por lo que, más del 50% del terreno se conserva en bosques y humedales.

“Las fincas son manejadas como una unidad productiva en la que el cuidado por el ambiente, la producción, los trabajadores y las comunidades, son parte integral de un ecosistema productivo sostenible que une bosques, humedales, plantaciones forestales y el cultivo de piña” agregó Salas.

Aprovechar el potencial energético de Costa Rica

Asimismo, José Pablo Portilla, Corporate Key Account Manager de Avolta Energy añadió que, este año, la generación térmica —alimentada por combustibles fósiles— ha alcanzado su nivel más alto en 14 años, afectando no solo el ambiente, sino también los costos energéticos para todos los costarricenses. Mientras tanto, el llamado «impuesto al sol» sigue desincentivando la inversión en energía solar, impidiendo que pequeños y medianos consumidores puedan aportar a la estabilidad energética del país.

“En lugar de dificultar la generación distribuida, deberíamos estar fomentando un modelo que promueva el autoconsumo solar, aprovechando al máximo nuestros recursos naturales” concluyó Portilla.

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Gira FES 2025: Perú se suma como nuevo destino para impulsar la transición energética en Latinoamérica

La Gira FES 2025 ya está en marcha, y con ella nuevas oportunidades y destinos para continuar fortaleciendo el sector energético en Latinoamérica y Europa.

En esta próxima edición, la plataforma Future Energy Summit (FES), organizada por Energía Estratégica e Invest in Latam, extiende su alcance sumando a Perú como una de las paradas clave de su recorrido anual.

Esta inclusión marca un paso importante en la expansión de la red de networking y colaboración entre empresas, líderes y expertos del sector renovable.

Con la incorporación de Perú, la Gira FES sigue consolidándose como un espacio fundamental para debatir, planificar y liderar la transición energética en la región.

Este evento es una oportunidad única para que los principales actores de la industria se conecten, intercambien experiencias y fortalezcan alianzas que contribuirán a transformar el futuro energético.

En cada destino, se esperan más de 500 participantes, con una agenda diseñada especialmente para abordar los desafíos y tendencias más relevantes en la transición energética. El contenido, curado por periodistas especializados, será complementado por espacios dedicados al networking de alto nivel.

Perú, un país con un alto potencial en el desarrollo de energías renovables, se convierte en un destino estratégico para la Gira FES 2025, respondiendo a las crecientes demandas y necesidades del sector energético en la región. Empresas de todo el mundo podrán explorar nuevas oportunidades de negocio, al mismo tiempo que se fomenta el crecimiento sostenible y las energías limpias en el país.

Fechas clave de la Gira FES 2025:

26-27 de febrero: FES Argentina
10 de marzo: FES México
2-3 de abril: FES Caribe
26 de junio: FES Iberia
Septiembre: FES Perú más información aquí
29-30 de octubre: FES Colombia
19-20 de noviembre: FES Chile
Brazil Future Energy Virtual Summit

¿Te gustaría que tu empresa forme parte de la Gira FES 2025?

Este es el momento perfecto para convertirte en partner y asegurar un lugar exclusivo de colaboración y visibilidad en el evento más influyente del sector energético.

Más de 500 partners ya confían en la red de networking y marketing que FES ha construido, con la presencia de CEOs y ejecutivos de primer nivel de las principales empresas del sector. No pierdas la oportunidad de ser parte del cambio y liderar el futuro energético en conjunto con los principales actores de la industria.

Conviértete en partner y accede a oportunidades exclusivas de colaboración aquí: Future Energy Summit

Sigue la conversación en redes sociales con el hashtag #GiraFES, y mantente al tanto de las últimas novedades sobre la transición energética en América Latina y Europa.

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El estado de situación de todos los proyectos eólicos en el MATER: ¿Cuáles son los promotores que están detrás?

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) lleva asignados 48 proyectos eólicos que suman 3624,15 MW de capacidad con prioridad de despacho en el Mercado a Término (MATER) desde el 2017 hasta el segundo trimestre del presente año (1612,88 MW operativos y 2011,27 MW que aún no). 

Energía Estratégica realizó un relevamiento sectorial a partir de información de CAMMESA y pudo averiguar que, entre las 24 razones sociales que figuran entre los parques eólicos ganadores, en realidad hay 10 empresas promotoras, ya sea porque los desarrollaron, adquirieron, construyen o generan energía renovable: ABO Energy, AES Argentina, Aluar, Central Puerto, Genneia, Pampa Energía, PCR, Techint, WindSol e YPF Luz. 

ABO Energy, desarrolladora alemana anteriormente conocida como ABO Wind, compitió en varios de los últimos llamados del MATER, aunque vendió la mayoría de los proyectos en los que logró prioridad de despacho, entre ellos los parques solares Las Lomas, Armonía y Energías Renovables del Manantial). 

Ante ello, actualmente sólo tiene prioridad de despacho para sus centrales eólicas Boreas del Norte (92,4 MW en el corredor Centro – Cuyo – NOA) y Energía Pura (300 MW + obra de transmisión), aunque no sorprendería que siga la misma estrategia que hasta el momento y finalmente venda dichos proyectos. 

AES Argentina, ya cuenta con dos plantas eólicas operativas asignadas al MATER (Vientos Bonaerenses I y Vientos Neuquinos I), las cuales suman 120,43 MW de capacidad; a la par que tendrá prioridad de despacho para las ampliaciones del PE Vientos Bonaerenses (de 99 MW a 153 MW), por tanto una vez concrete esas facetas alcanzará 169,93 MW adjudicados en el Mercado a Término. 

Aluar, uno de los mayores productores de aluminio del país, fue una de las pioneras en el MATER ya que resultó ganadora de 68,4 MW en el primer trimestre del 2018 para la primera fase del parque eólico homónimo. 

Y cabe recordar que la compañía ya avanza por la Etapa V del proyecto con una inversión cercana a los USD 400.000.000 para totalizar 582 MW de potencia dedicada al autoconsumo industrial, y se espera que esa capacidad la alcance en septiembre del 2026. 

Central Puerto fue otra de las pioneras en participar del Mercado a Término, dado que los cuatro emprendimientos eólicos designados datan del último cuatrimestre del 2017 y del primero del 2018: Olivos (22,8 MW), La Castellana II (15,2 MW), Manque (57 MW) y La Genoveva II (41,8 MW), sumando así 136,8 MW de prioridad de despacho. 

Asimismo, Central Puerto analiza alternativas de inversión que tengan como objetivo elevar su desempeño en el mercado renovable. Por lo que seguramente será cuestión de tiempo para ver si nuevamente activa en el MATER o si opta por otro mecanismo para acrecentar su market share. 

Genneia, por su parte, fue la primera compañía en superar los 1000 MW renovables en operación en el país y tal como anticipó Energía Estratégica, es la que posee mayor participación en el MATER (ver nota – agregar link cuando esté publicada la nota “MATER: Las empresas detrás de los casi 2500 MW renovables en operación comercial»).  

Dentro de esa ecuación, la eólica ocupa un papel relevante ya que posee 6 parques en operación por 202,2 MW y otros 6 en distintos grados de avance por 727,87 MW, totalizando 930,07 MW confirmados con prioridad para abastecer a grandes usuarios, incluyendo la ampliación de capacidad de la estación transformadora Puelches 500/132 kV y del reemplazo del autotransformador 500 kV 100 MVA a 150 MVA en la ET Choele Choel. 

Pampa Energía, una de las empresas integradas de energía más importantes de Argentina, ocupa 317,7 MW eólicos de prioridad en el MATER gracias a 4 centrales ubicadas en la provincia de Buenos Aires (PE Pampa II, III, IV y VI). 

Incluso, recientemente inauguró el PE Pampa Energía VI, que cuenta con una potencia instalada de 140 MW, equivalentes al consumo aproximado de 200 mil hogares y que representó una inversión cercana a los 260 millones de dólares.

PCR es otro de los grandes nombres que también tiene 4 plantas eólicas operativas (223,2 MW) bajo este mecanismo (una de ellas inauguradas recientemente), pero su pipeline dentro está próximo a crecer gracias a 5 proyectos en construcción que oscilan los 550 MW de capacidad. 

Ello también incluye la repotenciación de los capacitores serie en la ET Olavarría de la línea de alta tensión 500 kV ET Olavarría – ABASTO más la ampliación de la ET 500 kV Bahía Blanca, a tal punto que fue la primera empresa en lograr la adjudicación con una obra de transmisión asociada bajo el MATER 360. 

Techint adquirió tres centrales desarrolladas por Eoliasur y hoy en día cuenta con el PE De la Buena Ventura (103,2 MW) operativo, pero dos que aún no obtuvieron la habilitación comercial: PE La Rinconada (91,5 MW) y Vientos Olavarría (99 MW). 

Mientras que la WindSolm, empresa que desarrolla y presta consultoría para gestión energética e ingeniería de proyectos, ganó con el PE Vientos del Atlántico en la ronda correspondiente al tercer trimestre del 2023 y tiene a disposición 70 MW (aún sin habilitación comercial). 

YPF Luz, la unidad de negocios de la semi-estatal YPF para la generación de energía eléctrica, cierra esta extensa lista con 7 parques que alcanzan 471,95 MW de potencia asignada. 

Seis de ellos (440,95 MW) ya inyectan energía renovable al Sistema Argentino de Interconexión y sólo el PE Cementos de Avellaneda, también conocido como CASA YPF Luz, todavía no lo hace, pero ya está confirmado que el proyecto se emplazará en la localidad de Olavarría y tendrá 31 MW dedicados al mercado entre privados. 

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Opinión: La licitación de corto plazo en Panamá es un alivio temporal sin incentivos para el futuro

La licitación de corto plazo lanzada por la Secretaría Nacional de Energía de Panamá durante este mes de octubre ha sido recibida como una buena noticia por generadores, que ven en ella un respiro para localizar potencia y energía en entre 2025 y 2030.

Sin embargo, pese a la oportunidad que representa, también deja un manto de incertidumbre no sólo respecto al suministro de los próximos años sino en la actualidad a cómo fomentar la competitividad y lograr mejores precios.

Luis Cuevas, Project Manager de Rea Solar Panamá, subrayó que todavía hay desafíos importantes. Una de las críticas que plantea Cuevas es la falta de incentivos para la adopción de tecnologías nuevas que garanticen competitividad a largo plazo.

La licitación actual está limitada principalmente a plantas existentes o en etapas avanzadas de desarrollo, lo que, en su opinión, deja fuera la oportunidad de integrar soluciones que refuercen la matriz energética del país de una manera sostenible.

«No tiene el incentivo de nuevas tecnologías como la batería, tampoco el incentivo de reforzar una matriz energética con nuevos proyectos renovables, porque solamente son para plantas existentes o ya avanzadas», cuestionó.

Siguiendo su análisis, al fijar precios máximos que condicionan el proceso de selección se afecta la competitividad que puede lograr el mercado, generando una situación que recuerda a la oferta virtual de licitaciones anteriores en las que no se lograban cubrir todos los requerimientos de potencia y energía.

«La evidencia de las licitaciones de corto plazo anteriores con la oferta virtual ha sido que no se ha llenado el requerimiento; con esta corto plazo ahora sin oferta virtual, pero con precios topes, creo que va por el mismo el mismo destino. No estoy tan seguro de que haya alguna ventaja ahora sabiendo el valor, porque la oferta virtual era un precio tope que desconocíamos, ahora ese mismo precio tope ya lo sabemos. Entonces no creo que cumpla la función objetivo que se busca, que es lograr la mejor competitividad de precios», reflexionó.

Alivio para los generadores

Pese a las críticas, Luis Cuevas reconoce que la licitación de corto plazo puede proporcionar algo de «aire» a los generadores al permitirles maximizar sus ingresos, especialmente en un contexto donde otras opciones, como el mercado de gran cliente y el mercado regional, están limitadas.

«Puede que sea una válvula de aire para los generadores en cuanto a maximizar sus ofertas de energía», reflexionó, aunque sin estar convencido de que este proceso sea la solución adecuada para la competitividad a largo plazo.

El impacto de la planta Gatún también es un factor clave en la ecuación. Siguiendo el análisis brindado por el referente consultado, la planta de gas deprimirá el Costo Marginal del Sistema (CMS), proyectado en 52 US$/MWh hasta 2026, una cifra significativamente inferior a los precios contemplados en la licitación de corto plazo, que oscilarían entre 60 y 80 US$/MWh.

Un camino cuesta arriba hacia el 2030

En julio de este año 2024, la Secretaría Nacional de Energía suspendió el acto que prometía la contratación de 500 MW de energía renovable y almacenamiento.

«Eran más de 100 empresas las que estaban interesadas», señaló Luis Cuevas, resaltando la magnitud de la oportunidad perdida.

Con varios contratos de las distribuidoras venciendo en el año 2030, la necesidad de una nueva licitación de largo plazo es inminente.

«Muchos proyectos se apalancan con estos PPA a largo plazo», explicó Cuevas.

En su opinión, sería preciso convocar a un nuevo proceso durante 2025 que esté más planificado y que promueva la competencia entre energías renovables para lograr los mejores precios del mercado.

«Esperamos que sea similar a la que se canceló, pero mucho más organizada», confió el Project Manager de Rea Solar Panamá.

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El gobierno de La Pampa explica las particularidades de la licitación solar en General Pico

La semana pasada, la empresa estatal Pampetrol SAPEM lanzó una nueva licitación para la construcción de un parque solar de 15 MW en la ciudad de General Pico, provincia de La Pampa, con el objetivo de reforzar el suministro de energía limpia en la región. 

La licitación contempla que la compañía del sector privado suscriba una unión transitoria junto a Pampetrol, mientras que la modalidad del proyecto será full EPC – llave en mano -, mientras que el contrato de abastecimiento será celebrado con la Administración Provincial de Energía de La Pampa (APELP) por un plazo de 15 años desde la habilitación comercial del proyecto. 

Bajo ese contexto, Energía Estratégica dialogó con María de los Ángeles Roveda, presidenta de Pampetrol, y Matías Toso, secretario de Energía y Minería de La Pampa, quienes brindaron más detalles sobre la importancia y otras particularidades de la convocatoria. 

– ¿Qué importancia tiene para Pampetrol avanzar con una licitación de esta índole?

Roveda: Seguir siendo el brazo ejecutor de la política energética pampeana, para diversificar la matriz de la provincia, de manera planificada, con soluciones de abastecimiento locales, pensando en pampeanos que apuestan al desarrollo productivo, a la radicación de más industrias, capacitar recursos humanos locales y transformar la Provincia.

Toso: El Gobernador Sergio Ziliotto ha instruido a todas las áreas de gobierno a trabajar en mejorar permanentemente las condiciones de borde para el desarrollo de la industria y mejorar la calidad de vida de la ciudadanía pampeana, desde la empresa de energía hacemos nuestro aporte a ese objetivo que nos trasciende. 

¿Cuáles son los diferenciales con respecto a los llamados hace tiempo anunciaron tiempo para Medanito Sur y Victorica?

Roveda: En Medanito Sur el objeto era licitar la exploración, explotación, desarrollo, transporte y comercialización de hidrocarburos, pero dentro de las variables el oferente debía presentar un proyecto de generación renovable en su etapa de ingeniería básica, con un cronograma de inversión y ejecución, y la planta fotovoltaica debía ser entregada llave en mano a Pampetrol quien iba a ser titular de la misma y comercializar la energía generada en el sistema eléctrico. 

También estaba la característica que si se ofrecía una inversión por encima de la inversión mínima mencionada, el adjudicatario se podía asociar con Pampetrol hasta en un 50% en la generación y venta de energía. 

Lo novedoso de esa licitación es que implicaba una verdadera reconversión energética, ya que a través del aprovechamiento de la renta hidrocarburífera se apalancaban proyectos de generación de energía renovable. Mientras que para Victorica se trabajó con otro esquema, donde se convocó una licitación sólo para la construcción del parque fotovoltaico de 7 MW de potencia. 

Pero en esta oportunidad Pampetrol contrata un full EPC, diseñado a la medida de la zona a fin de resolver problemas de abastecimiento en épocas estivales, mejorar la calidad del servicio y aumentar la oferta energética disponible para el consumo residencial e industrial. 

Toso: En esta oportunidad, los recursos fueron 100% públicos y provenientes de la renta hidrocarburífera. La importancia que tiene este proyecto, hoy ya convertido en una central fotovoltaica, es que puso en marcha un círculo virtuoso a partir del cual una empresa pampeana, genera energía para venderla a la distribuidora local (APELP), quien opera el sistema y distribuye esa energía a las cooperativas. 

Asimismo, las vas variables a licitar son tres: 

El costo total EPC en los términos y condiciones estipuladas con más la operación y mantenimiento por el plazo de doce meses desde la habilitación comercial del PSFV. 
El precio fijo para el período inicial (primeros 5 años) de venta de energía a la APELP (considerando que, a partir del sexto año, el precio estabilizado de la energía tendrá un tope del 30% por encima del precio fijo ofertado inicialmente)
Distribución de resultados, por la que el adjudicatario podrá incrementar su participación en la unión transitoria por la venta de energía en tantos puntos porcentuales como reducción porcentual en el precio fijo que haya ofertado en relación al valor máximo, con un mínimo equivalente a su aporte de 80% y 90%.  

– ¿Qué expectativa tienen con la licitación?

Toso: La expectativa es mucha porque estamos buscando una sinergia entre el sector privado y público para construir en conjunto.  Desde el gobierno de la Provincia de La Pampa se concibe a la cuestión energética como materia estructural donde el Estado esté presente en su rol planificador para asegurar que el sistema vaya en dirección a potenciar la industria y un agregado de valor que genere empleo genuino, privado y de calidad. 

Roveda: Es proponer al sector privado reglas claras del juego para que junto con Pampetrol se pueda generar energía en La Pampa, y lograr que los precios de la energía en la provincia tiendan a la baja, en un contexto donde la energía es cada vez más cara. Además de seguir apostando a la generación renovable como una alternativa para brindar soluciones de abastecimiento que permitan la estabilidad del sistema eléctrico de todo el norte provincial y que sea un motor para permitir el desarrollo de industrias de escala.

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Celsia innova al poner en operación el primer sistema de baterías conectado a una granja de energía solar

En las próximas semanas, entrará en funcionamiento el primer sistema de almacenamiento de energía solar en Colombia con baterías de litio, hierro y fosfato (LFP), lo cual marca un hito en el proceso de transición energética que impulsa Celsia. 

Ahora se podrá contar con energía limpia y renovable en la noche, cuando por la ausencia de sol, las plantas de este tipo no pueden generar energía. 

Este sistema, con una capacidad de 2 MWh, funcionará en la granja Celsia Solar Palmira 2, convirtiéndose en el primer proyecto de energía renovable no convencional del país dotado con almacenamiento, que acumula la energía excedente para entregársela al usuario final de la granja o al Sistema Interconectado Nacional, SIN, en las horas de la noche. 

“Esto es un sueño hecho realidad: Los equipos de innovación y de negocios de Celsia venían experimentando con diferentes tecnologías desde hace años, para hacer realidad los sistemas de almacenamiento, pues con ellos superamos el problema de la intermitencia de la planta solar. Ahora podemos duplicar la capacidad de generación de las plantas fotovoltaicas que ya tenemos en operación, y las que vienen. Esta combinación de paneles solares más baterías logra suplir hasta el 50% de energía en algunas empresas. Esta innovación nos permite seguir avanzando en diversificar nuestra matriz energética que requiere reducir la dependencia de la generación hídrica, tan supeditada a los fenómenos climáticos como El Niño y continuar innovando para nuestros clientes”, explicó Ricardo Sierra, líder de Celsia.

Beneficios del almacenamiento con baterías  

Este tipo de sistemas de almacenamiento podría multiplicar la oferta de energía sin tener que construir nuevas redes.  
Las baterías permiten instalar mayores capacidades de granjas solares y almacenar parte de la energía para no saturar la red durante el día y luego inyectarla al sistema o a los clientes en la noche.  
Optimiza el autoconsumo y reduce la dependencia de la red, generando ahorros a largo plazo.  
Hace la energía solar más gestionable mejorando la flexibilidad, calidad y control.  
Permite desplazar la curva de generación a horas nocturnas, donde hay mayor generación de las plantas con combustibles fósiles, permitiendo mayor generación de los proyectos de energía renovable no convencional.  
Puede actuar como respaldo ante cortes de energía de la red asegurando el servicio por un periodo de tiempo.  
Puede ofrecer servicios complementarios a la red para aportar a la estabilización de frecuencia y voltaje.  
Estos sistemas se pueden instalar en tiempos similares a los proyectos de energía solar. 

¿Cómo es el sistema de almacenamiento de energía?

Este sistema de almacenamiento, bajo la tecnología BESS (Battery Energy Storage System, por sus siglas en inglés) está alojado en un contenedor de 20 pies de ancho con un peso de 28 toneladas en donde cada contenedor aloja más de 120 packs de batería. 

Este es un sistema autónomo y cuenta con un gestor de control que opera de manera automática, sistemas de monitoreo para garantizar la seguridad operacional del equipo y de mitigación para cualquier tipo de emergencias. 

Las baterías son de litio, hierro y fosfato (LFP), y de acuerdo con su uso podrían tener una vida útil de 15 a 20 años. Ya en Colombia se avanza en soluciones innovadoras para su reuso y reciclaje, cuando terminen su vida útil. 

Sobre Celsia Solar Palmira 2  

Capacidad: 9,9 MW  
Número total de paneles solares: 23.610  
Capacidad del sistema de almacenamiento con baterías: 1 MW/2MWh con acople AC.  
Tiene un montaje tipo techo de los módulos o paneles, lo que permite incrementar la potencia DC en un 5% respecto a la ubicación convencional.  
Esta es la granja solar # 20 de Celsia en Colombia.  
Con esta granja, la compañía alcanza los 352 MWp de capacidad en energía solar. 

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Ventus construye proyecto solar de gran impacto social en Barrancabermeja

Ecopetrol ha puesto en marcha la Granja Solar La Cira Infantas con 56.19 MWp de potencia instalada, lo que permitirá la autogeneración de energía para las operaciones de producción del Campo La Cira Infantas. La Granja Solar fue construida a través de un contrato EPC por Ventus, como ejecutor y aliado de Ecopetrol, en el marco de un proyecto que ha dinamizado la economía del corregimiento El Centro y de Barrancabermeja de forma inclusiva. En particular, se destaca la formación de cientos de mujeres y hombres de la zona en tecnología solar fotovoltaica, en el contexto de la transición energética de Colombia.

La Granja Solar La Cira Infantas cuenta con más de 84,900 paneles instalados en un predio de 53 hectáreas (equivalente a unos 49 campos de fútbol profesionales). En el proyecto han trabajado casi 380 colaboradores, entre personal de Ventus y subcontratados, durante su construcción y puesta en marcha. A la fecha, es la Granja Solar de mayor tamaño construido bajo un esquema EPC para Ecopetrol, que, además de contribuir a la descarbonización de la matriz eléctrica para sus operaciones, ha generado un impacto significativo en la comunidad, con la contratación de más del 92% del personal proveniente del territorio santandereano.

Asimismo, el plan regional de entorno, definido por Ecopetrol y Ventus para la ejecución del EPC, incluyó la contratación de proveedores locales por más de 20 mil millones de pesos colombianos, lo que impulsó la economía de Barrancabermeja y el corregimiento El Centro, generando un efecto positivo en términos de crecimiento y desarrollo para la región y su gente.

En términos de inclusión, se destaca que el 20% del personal propio contratado para el EPC por Ventus fueron mujeres, de las cuales más de la mitad son madres cabeza de familia y el 4% trabajadores de primer empleo. En cuanto a la transferencia de conocimiento y formación del personal, se impartieron más de 8,120 horas de capacitación.

«Estamos felices de haber podido generar un aporte en la comunidad de Barrancabermeja, y en general en todo el departamento de Santander, a través de la capacitación y empleo en trabajos del futuro para jóvenes y mujeres, lo que les permitirá mejorar su calidad de vida de aquí en adelante», comentó Víctor Tamayo, director de Ventus en Colombia.

«Nos llena de orgullo haber concluido de forma satisfactoria este primer proyecto que construimos con Ecopetrol como cliente, y el aporte que realizamos desde ambas empresas para el desarrollo de las comunidades del país. Desde Ventus, hemos participado en más de un tercio de los MW solares de Colombia, y procuraremos seguir llevando nuestro ‘know-how’ para generar un futuro renovable para todos, comprometidos con nuestra visión de -Nos importa el futuro», concluyó Tamayo.

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MATER: Las empresas detrás de los casi 2500 MW renovables en operación comercial

El Mercado a Término (MATER) sigue consolidándose como uno de los principales drivers de crecimiento para las energías renovables Argentina, a tal punto que la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) ya asignó poco más de 6000 MW en 126 solicitudes de prioridad de despacho desde la implementación de este mecanismo en el año 2017.. 

Bajo ese contexto, Energía Estratégica realizó un relevamiento sectorial a partir de información de CAMMESA y determinó que 17 empresas operan 54 proyectos dentro del MATER, sumando al SADI aproximadamente 2460 MW de capacidad total asignada.

La particularidad es que, en las distintas convocatorias del MATER, diversas empresas se presentaron con nombres fantasía o de sus subsidiarias, por lo que este portal de noticias trae un resumen de las principales generadoras que hoy en día están detrás de los casi 2500 MW renovables en operación comercial destinados al mercado entre privados.

Tal es así que empresas como AES Argentina, Pampa Energía, Central Puerto, YPF Luz, Genneia, 360Energy y MSU Green Energy juegan un papel importante en el camino de la transición energética del país hacia energías más limpias y competitivas, acaparando varias de las solicitudes. 

Genneia, primera compañía en superar los 1000 MW renovables en operación en el país, se destaca como la compañía con mayor participación en el Mercado a Término gracias a los 12 parques (6 eólicos y 6 solares) que controla, que suman 605,2 MW de capacidad asignada con prioridad de despacho (202,2 MW EOL – 403 MW FV).

La unidad de negocios de la semi-estatal YPF para la generación de energía eléctrica, denominada YPF Luz, sigue en la lista de cantidad de proyectos con 7 centrales en operación que suman 540,95 MW instalados (6 eólicos por 440,95 MW y 1 fotovoltaico de 100 MW). 

El podio lo comparten entre cuatro generadoras que han tenido participación en variadas rondas del MATER y que, incluso, compitieron en convocatorias recientes:

360Energy posee 4 parques solares asignados con 107 MW de prioridad de despacho entre el 2021 y 2022
Central Puerto acumula 4 centrales eólicas por 136,8 MW de capacidad ganada entre 2017 y 2018
Pampa Energía fue adjudicada en 4 proyectos eólicos que totalizan por 317,7 MW, en su caso en llamados del 2017, 2018, 2021, 2022 y 2023
PCR hizo lo propio principalmente mediante su subsidiaria “Luz de Tres Picos”, con las que ganó 4 parques eólicos y 223,2 MW asignados con prioridad de despacho en los años 2021, 2022 y 2023

Mientras que AES Argentina y MSU Green Energy son las otras firmas que ya superaron la barrera de los 100 MW renovables en operación comercial dedicados al Mercado a Término (120,43 MW y 157,4 MW respectivamente con dos proyectos cada una); sumado a que poseen un abanico de proyectos en construcción con contratos PPA que también suministrarán a grandes usuarios en el futuro cercano. 

Demás está decir que la distribución de los proyectos a lo largo del territorio argentino responde a estrategias que buscan maximizar el aprovechamiento de los recursos disponibles, siendo la energía eólica y solar predominantes en los parques habilitados, sobre todo en las provincias de Buenos Aires, Chubut, Río Negro, La Rioja y San Juan.

Y esto ratifica al MATER como una oportunidad para continuar desarrollando proyectos renovables, atrayendo inversiones y generando empleo en las regiones donde estos se implementan; a la par que se aguardan por futuras licitaciones públicas y la resolución de los cuellos de botella de transmisión. 

Pero como bien se mencionó al principio, todavía resta que entre en operación comercial cerca de 4,6 GW de potencia renovable en un número similar de proyectos a los ya habilitados para inyectar energía al Sistema Argentino de Interconexión y, con ello, el Mercado Eléctrico Mayorista podría superar los 10000 MW verdes antes del 2030.

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Erwin Barrios confirma que Guatemala formalizará una nueva licitación de proyectos de transmisión eléctrica

Guatemala se prepara para dar inicio a un nuevo proceso de licitación de infraestructura de transmisión eléctrica, según confirmó Erwin Barrios, director general de Energía del Ministerio de Energía y Minas, durante su participación en el panel “Licitaciones a Futuro, desafíos y oportunidades” organizado por la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER).

“Para que sea firme, todavía hay unos procesos administrativos de ajuste que estamos haciendo, pero no son de largo plazo. Estamos hablando de que el mes entrante, en noviembre, probablemente estaríamos lanzando los eventos formales al público”, declaró.

Esta licitación, que se desarrollará conforme a lo establecido en la Resolución CNEE-216-2024, tiene como objetivo aliviar las congestiones que afectan actualmente a la red y fortalecer la capacidad de transmisión del sistema eléctrico.

“El sistema de transmisión tiene varios puntos críticos porque no se tomaron las decisiones oportunas para hacer las obras en su momento, entonces hay varios puntos donde hay congestionamiento. Si le pusieran color a las redes, hace rato que tenían naranja y ahorita ya varios puntos están en rojo”, destacó la autoridad de gobierno, refiriéndose a la necesidad urgente de atender las limitaciones en infraestructura.

Erwin Barrios reconoció que, en el pasado, el avance de la infraestructura de transmisión enfrentó obstáculos no sólo por cuestiones sociales sino también por falta de coordinación entre organismos. Contemplando aquello, aseguró que el Ministerio ahora está comprometido a involucrarse activamente el progreso de los proyectos actuales y futuros.

“El Ministerio tiene poca capacidad de maniobra dentro de lo que es la propia legislación nacional. Sin embargo, tiene toda la voluntad política y tiene todas las posibilidades de gestionar ante las otras entidades del gobierno para hacer un acompañamiento a los próximos proyectos y a los actuales que estamos apoyando”, afirmó el funcionario. En este sentido, subrayó que se han iniciado diálogos con autoridades municipales en áreas clave como Chimaltenango y Antigua Guatemala para asegurar la viabilidad de las obras.

La Resolución CNEE-216-2024, publicada el 17 de septiembre de 2024, detalla las obras de infraestructura que se consideran urgentes y de ejecución obligatoria a partir del Plan de Expansión del Sistema de Transporte 2024-2054. Estas incluyen la construcción de subestaciones nuevas y líneas de transmisión que buscan garantizar la incorporación de nueva generación eléctrica al sistema. En detalle, estas son:

Subestación nueva Jalpatagua 230/138 kV y Línea de Transmisión nueva Pacífico – Jalpatagua 230 kV y seccionamiento de la Línea de Transmisión existente en 138 kV
Subestación nueva Petén Itzá 230/69 kV y Línea de Transmisión nueva Modesto Méndez – Petén Itzá 230 kV
Subestación nueva El Chal 69/34.5 kV y seccionamiento de la Línea de Transmisión existente
Subestación nueva lxbobó 69/34.5 kV y seccionamiento de la Línea de Transmisión existente
Subestación nueva Livingston 69/13.8 kV y Línea de Transmisión nueva Modesto Méndez- Livingston 69 kV
Subestación nueva Tierra Blanca 69/34.5 kV y seccionamiento de la Línea de Transmisión existente
Subestación nueva Rumor de los Encantos 69/34.5 kV, Subestación nueva Chitocán 69/34.5 kV, Línea de Transmisión nueva Chitocán – Rumor de los Encantos 69 kV y seccionamiento de la Línea de Transmisión existente
Subestación nueva Lanquín 69/34.5 kV y Línea de Transmisión nueva Oxec II – Lanquín 69 kV
Subestación nueva Chichipate 69/13.8 kV y seccionamiento de la Línea de Transmisión existente
Subestación nueva Génova 69/13.8 kV de 10/14 MVA y seccionamiento de la Línea de Transmisión existente
Subestación nueva Tecojate 69/13.8 kV y Línea de Transmisión nueva Acacias – Tecojate 69 kv
Subestación nueva Concepción Tutuapa 69/13.8 kV y Línea de Transmisión nueva Tacaná – Concepción Tutuapa 69 KV

Estas obras son parte de un esfuerzo integral para expandir la capacidad de transmisión y mejorar la confiabilidad del sistema eléctrico guatemalteco, especialmente en áreas que deberán conectar la oferta con la demanda de energía.

La participación del sector privado en este proceso será clave, dado que la mayoría de las obras incluidas en el Plan de Expansión del Sistema de Transporte requieren una inversión considerable.

De parte del Ministerio de Energía y Minas, ya hay señales claras y acciones iniciales encaminadas a poder acompañar a los inversionistas.

“Sabemos que hay una situación crítica y estamos en la jugada para que esto cambie para adelante”, concluyó Erwin Barrios, director general de Energía.

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¿Qué limita el avance del mercado libre de energía en Uruguay?

La Asociación Uruguaya de Generadores Privados de Energía Eléctrica (AUGPEE) criticó la falta de oportunidades para el desarrollo del mercado libre de energía en el país y apuntó contra una serie de barreras que limitan el intercambio entre generadores privados y usuarios del sistema.

“La empresa pública (UTE) abusó de su posición dominante, no se le exigió que demostrara sus tres unidades de negocio y, por ende, el mercado libre es prácticamente inexistente dado que entre el 0,2% al 0,5% se consiguió con contratos entre generadores y un consumidor libre (el primero fue realizado en 2023)”, sostuvo Oscar Ferreño, director de Relaciones Institucionales y Regulación en Ventus, en representación de AUGPEE durante un evento organizado por la Asociación Iberoamericana de Comercialización de Energía (AICE).

“De hecho, al no mostrar sus costos en todas las etapas, se desconoce si los peajes que se cobran en distribución o transmisión son los adecuados. De hecho, el regulador publica los peajes, pero si vamos a la baja tensión, resulta que el peaje se come todo el valor de la energía”, agregó.

Puntualmente, en 2023 se realizó una modificación del reglamento del mercado mayorista de energía eléctrica en Uruguay y se reconoció a las energías renovables como potencia firme, lo que posibilitó el avance del primer contrato PPA dedicado a la venta de energía entre privados del país

Sin embargo, la mala noticia es que ese mercado se acotó ya que se levantó el límite por el cual el consumidor podía acceder al mercado libre, pasando de 500 kW a 1500 kW de potencia contratada, lo que redujo el número de clientes que pueden acceder a elegir su proveedor de energía.

“Además, hay una barrera artificial colocada por la empresa, lo que significa que si un usuario va al mercado libre, le colocará una tarifa mayor que el valor de la energía total. Con ello es muy difícil que pueda progresar el mercado libre de energía en Uruguay”, complementó Ferreño.

De todos modos, la firma de ese  primer contrato PPA renovable entre privados partir genera altas expectativas para la continuidad de esas inversiones ante el aumento de la demanda anual previsto a para los próximos años, y en pos de disminuir el costo de las cuentas eléctricas y robustecer el sistema frente a eventos climáticos extremos.

Tengo la esperanza de que haya un aumento de demanda importante, asociado con las tecnologías de producción de hidrógeno verde, para lo cual Uruguay está muy bien posicionado. Sumado a que estamos tomando bastantes medidas en defensa de la competencia, en mostrar estudios sobre los costos reales de los peajes de transmisión y distribución, de abastecimiento de la demanda, e intentamos abrir el mercado” manifestó el director de Relaciones Institucionales y Regulación de Ventus.

“El problema de tener el mercado cerrado es que es poco eficiente. Para el Estado uruguayo, la empresa estatal de energía es una fuente de recursos muy importante. Aunque es cierto que, para fomentar la instalación de plantas de celulosa (primer producto de exportación de Uruguay), el Estado obligó a UTE a comprar excedentes de energía a un precio bastante elevado”, concluyó.

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Coordinador Eléctrico de Chile: “El precio estabilizado de los PMGD presenta distorsiones competitivas del mercado”

El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile salió al cruce contra los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) por el margen existente entre entre el diferencial entre el precio estabilizado y el costo de desarrollo de ese tipo de proyectos. 

“Desde el 2020 hemos señalado que el precio estabilizado presenta distorsiones competitivas en el mercado, lo cual debe ser corregido porque no es consistente con lo establecido en la ley, que estableció estabilizar el costo marginal de la energía y orientado a aquellas plantas que no tenían contratos, manifestó Juan Carlos Olmedo, presidente del Consejo Directivo del CEN.

“Es decir que hoy en día, el precio estabilizado no se ajusta a lo que establece la ley”, insistió durante una de las sesiones de la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados en torno al proyecto de ley para ampliar los subsidios a las cuentas eléctricas de 4,7 millones de usuarios.

Cabe recordar que dicha iniciativa del Ministerio de Energía prevé que los PMGD financien a través 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. 

Y 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.

Además, desde el Coordinador Eléctrico Nacional de Chile alertaron que la estabilización del precio produce excedentes de inversiones y de oferta de generación, principalmente en los horarios solares, y que no necesariamente se frenará a partir de la entrada en vigencia del Decreto Supremo N°88. 

“Si bien el DS N° 244 ya fue reemplazado por el DS N° 88, igual en su período transitorio de 10 años veremos los efectos hasta el 2034. Ello se debe porque se reduce el precio de la energía, aumentan los costos sistémicos y de transmisión, y al bajar el costo marginal, esa banda produce que las centrales solares utilities vean un precio cero en el mercado y los PMGD vean entre USD 70-80 MWh”, apuntó Paulo Oyanedel, director de la Unidad de Monitoreo de la Competencia del CEN. 

“Seguirá sucediendo esta problemática, ya que si los PMGD ingresan con el DS 88, sólo recibirán un precio un poco menor en las compensaciones, de USD 20-40 MWh. Sumado a que, a pesar que el mercado PMGD es bastante desconcentrado, se está concentrando, dado que desde 2021 a la fecha, diez empresas tenían el 37% del market share y hoy en día tienen el 50%”, complementó. 

Por ende, desde la entidad que opera el Sistema Eléctrico Nacional señalaron la necesidad de evaluar los incentivos y mecanismos actuales para que estén “alineados” con la situación actual del país; aunque el hecho de que los PMGD subvencionen las tarifas implicase riesgos de default o que la propia continuidad de los subsidios comprometería la estabilidad del sector y elevará los costos energéticos en Chile o  de acuerdo a lo expresado por diferentes gremios del sector renovable del país. 

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Webinar sobre instalaciones solares sin rieles: las innovaciones de S-5! para proyectos en techos metálicos

El próximo 24 de octubre, la empresa S-5! organizará un webinar gratuito para profesionales de la energía solar en Latinoamérica, titulado «Instalación solar fotovoltaica SIN RIELES: Asegura la durabilidad y garantía de tu proyecto sobre techos metálicos».

Este evento online, diseñado para instaladores, arquitectos e ingenieros, busca destacar las ventajas de los sistemas fotovoltaicos sin rieles en techos metálicos, una solución innovadora que combina eficiencia, seguridad y protección para la infraestructura.

Durante la sesión, Erick de la Rosa, Sales Manager para Latinoamérica de S-5!, presentará una serie de temas claves sobre cómo integrar techos y sistemas solares como un solo activo.

Se explicarán las mejores prácticas y procedimientos para realizar instalaciones solares sin rieles en techos metálicos, abarcando distintos tipos de techos como los engargolados, trapezoidales y curvos.

INSCRIPCIÓN GRATUITA

Uno de los principales beneficios de este enfoque es que permite mantener la integridad del techo, sin perforaciones, lo que garantiza la durabilidad de la estructura y no afecta la garantía del fabricante del techo.

Entre los temas que se abordarán, se destacarán las ventajas de los sistemas sin rieles para techos de metal, las mejores prácticas para la instalación de energía solar en estas superficies y las soluciones sin perforación que aseguran un montaje adecuado en techos engargolados.

Además, se profundizará en la correcta integración de accesorios como microinversores, optimizadores y el manejo del cableado, asegurando que la instalación sea no solo eficiente, sino también segura y sencilla en techos curvos o arcotechos, evitando problemas como filtraciones de agua.

Este evento, que busca marcar la diferencia en la forma en que se llevan a cabo las instalaciones solares en techos metálicos, ofrecerá un espacio para aprender de los expertos y conocer soluciones de vanguardia que podrían transformar los proyectos solares. El webinar contará con participantes de toda la región, y las sesiones están programadas en horarios específicos para México, Colombia, Costa Rica, Paraguay, Argentina, Uruguay, Chile y España.

Para no perderte esta valiosa oportunidad de formación, regístrate ahora a través del siguiente enlace: Inscripción aquí.

Sigue la conversación en redes sociales con el hashtag #S5Day, y asegúrate de estar al día con las innovaciones en el sector de la energía solar.

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Growatt revela sus últimas soluciones solares en ExpoSolar Colombia 2024

En el marco de ExpoSolar Colombia 2024, Growatt, el segundo mayor proveedor de inversores residenciales tanto en América como en el mundo, se prepara para exhibir su liderazgo en soluciones de energía solar y almacenamiento inteligente. La feria se llevará a cabo del 16 al 18 de octubre en Plaza Mayor, Medellín, y Growatt estará presente en el Stand 3, donde presentará sus innovaciones tecnológicas más avanzadas para el mercado fotovoltaico.

Reconocido por su destacada trayectoria y su posición de liderazgo global, Growatt se ha consolidado como un referente en el sector solar residencial. Durante la feria, uno de los productos que captará mayor atención será el NEO 2000M-X, un microinversor de última generación que optimiza el rendimiento de cada panel solar de manera individual.

Esta tecnología permite una mayor producción de energía, incluso en condiciones difíciles, como cuando los módulos están sombreados o en diferentes orientaciones. Además, el NEO 2000M-X ofrece un sistema de monitoreo en tiempo real, lo que facilita la gestión y el control del rendimiento del sistema solar.

Además, Growatt presentará su SPH 10000TL HU-US, un inversor híbrido diseñado para proyectos residenciales y comerciales que combina la generación solar con almacenamiento de energía.

Este inversor híbrido permite a los usuarios maximizar el uso de la energía solar almacenando el excedente para su uso posterior, lo que resulta en una mayor independencia de la red eléctrica y un mayor control sobre el consumo energético.

Como parte de la programación de ExpoSolar 2024, el 16 de octubre de 1:00 p.m. a 2:00 p.m., Julian Andrés Tovar Ruiz, Gerente de Marketing de Producto de Growatt, ofrecerá una conferencia titulada «Dominando la innovación Solar: Microinversor NEO Growatt en acción».

En su presentación, Julian profundizará en cómo el NEO 2000M-X está revolucionando la forma en que se gestionan los sistemas solares, resaltando su capacidad para mejorar la eficiencia energética y su impacto en el mercado residencial.

Además de esto, Growatt presentará su gama completa de soluciones de almacenamiento energético, que cubre tanto el mercado residencial como el industrial y comercial.

Entre ellos, estará la batería modular AXE 5.0L, que permite una expansión sencilla y eficiente del almacenamiento de energía, brindando a los usuarios la posibilidad de ajustar la capacidad de acuerdo a sus necesidades energéticas. Esta flexibilidad es clave en un mercado donde la demanda de almacenamiento escalable sigue en aumento.

Para los proyectos de mayor escala, Growatt también exhibirá sus soluciones de almacenamiento APX y WIT, diseñadas para aplicaciones comerciales e industriales.

Estas soluciones están equipadas con tecnología avanzada que garantiza una alta eficiencia, fiabilidad y facilidad de integración con diferentes sistemas de energía solar, ofreciendo una capacidad de almacenamiento robusta para satisfacer las demandas energéticas de las empresas y fábricas que buscan optimizar su consumo energético y reducir sus costos operativos.

ExpoSolar Colombia 2024 será una plataforma ideal para que todos los interesados en la energía solar, desde distribuidores hasta promotores de proyectos, conozcan de primera mano las soluciones avanzadas de Growatt, el segundo mayor proveedor global de inversores residenciales. Growatt extiende una cordial invitación a todos los asistentes a visitar su Stand 3 y descubrir cómo sus innovaciones están marcando el futuro del sector energético en Colombia y el mundo.

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Cuenta regresiva: A fin de mes se desarrollará FES Colombia el evento más importante de energías renovables

Los próximos 29 y 30 de octubre, Bogotá será sede de la cuarta edición del Future Energy Summit (FES), un evento que ha ganado relevancia en el sector energético latinoamericano.

Organizado por Energía Estratégica e Invest in Latam, FES Colombia 2024 reunirá a más de 500 profesionales y líderes de la industria en el prestigioso JW Marriott Hotel (Calle 73 No. 8-60, Santa Ana). La cita no solo promete debates de alto nivel, sino también oportunidades únicas de networking en un espacio que busca facilitar la creación de alianzas estratégicas.

FES ha sido concebido como una plataforma clave para abordar los desafíos y oportunidades del sector energético en Colombia y América Latina. Durante dos días, ejecutivos y expertos discutirán temas centrales como la el mercado fotovoltaico, eólico y el almacenamiento de energía, además de los avances en la integración de energías renovables en la matriz energética colombiana.

ENTRADAS DISPONIBLES

Este evento es una oportunidad inigualable para profesionales y empresas del sector, con el objetivo de compartir conocimientos, fortalecer vínculos comerciales y explorar nuevas tendencias que están marcando el futuro energético de la región.

Participación de líderes del sector energético

Con más de 500 asistentes esperados y un programa que promete abordar temas cruciales para el futuro del sector energético, FES Colombia (se utilizará durante las dos jornadas el hashtag #FESColombia) se posiciona como el evento indispensable del año. No solo será un espacio para el intercambio de ideas y experiencias, sino también una plataforma para fortalecer las relaciones entre actores clave de la industria.

FES Colombia 2024 contará con la presencia de ejecutivos de primer nivel que lideran importantes iniciativas en la transición energética. Entre ellos, se destaca Héctor Nuñez, Director de North Latam para Sungrow, quien ha sido un actor clave en la expansión de soluciones de energía renovable en América Latina. Por su parte, María Urrea, Head of Sales en JA Solar para Colombia, traerá su experiencia en el desarrollo y promoción de tecnologías solares fotovoltaicas en el país, un mercado en constante crecimiento.

El Grupo Energía Bogotá, representado por Álvaro Villasante, Vicepresidente de Gestión de Negocios e Innovación, también estará presente, aportando la visión de una de las compañías más influyentes en la infraestructura energética de Colombia. Otro actor relevante será Juan Esteban Hernández, Country Manager para Colombia de EDF Renewables, quien hablará sobre las estrategias que la empresa francesa está implementando para consolidar su presencia en el sector de energías limpias.

Entre otros líderes que aportarán sus perspectivas y experiencias, se encuentran Olvia Malagón, Head North Latam en Arctech, quien ha liderado proyectos innovadores en soluciones solares a gran escala, y Gracia Candau, Country Manager de Atlántica Sustainable Infrastructure, una empresa con un fuerte enfoque en proyectos sostenibles.

ENTRADAS DISPONIBLES

Innovación y desarrollo empresarial en FES

El panel de ejecutivos también incluirá a Juan Camilo López Llano, CEO de Erco Energy, una compañía que ha estado a la vanguardia en el desarrollo de soluciones tecnológicas para la eficiencia energética. A él se sumarán figuras como Alberto García Feijoo, CEO & Founder de Fe Energy Group, una empresa emergente que está ganando terreno en el ámbito de las energías renovables, y Natalia García, CEO de Enermant, quien aportará su visión sobre cómo integrar innovación y sostenibilidad en el sector energético colombiano.

Por último, Carlos Javier Rodríguez, Country Manager de Enerfin en Colombia, aportará la experiencia de una de las empresas más importantes en el desarrollo de parques eólicos y otras fuentes renovables.

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El gobierno de Argentina prevé publicar la actualización de la Estrategia Nacional de Hidrógeno en noviembre

La subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético de la Nación, Mariela Beljansky, confirmó que el gobierno todavía continúa trabajando en la actualización de la Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del H2, a fin de publicarla en el transcurso de las siguientes semanas. 

“La intención es poder tener lista y compartir la actualización durante noviembre”, aseguró durante una sesión de la Comisión de Energía y Combustibles de la Honorable Cámara de Diputados de la Nación. 

“El documento es un enorme punto de partida que fue considerado, tenía por detrás algunos supuestos en la potencialidad de las metas, pero es algo que se trabaja y se socializará para debatir. Por lo que esperamos que sea el próximo mes”, subrayó. 

Los dichos de la funcionaria le dan continuidad a lo expresado meses atrás por el secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, quién también ratificó que el Poder Ejecutivo prevé una nueva ley de hidrógeno vinculada a normas técnicas, esquemas de certificación y blending; aunque dicha normativa todavía no fue enviada al Congreso a pesar que estaba previsto que su ingreso fuera en septiembre. 

Pero a partir de la actualización de esta gestión, se busca la hoja de ruta de H2 de Argentina facilite la realización de operaciones bilaterales que permitan el matching de la demanda con la oferta en la compraventa de GNL e hidrógeno renovable mediante la celebración de contratos de largo plazo, además de canalizar financiamiento en inversiones en la materia y que la Unión Europea pueda comprometer fondos. 

Y cabe recordar que la actual Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno fue lanzada por la gestión gubernamental anterior, de modo que proyectó la instalación 30 GW de capacidad de electrólisis y 55 GW de renovables en el país, a la par de una producción doméstica total de, al menos, 5.000.000 toneladas anuales de H2 hacia el 2050, de los cuales hasta el 20% se destinará al mercado local y el 80% para exportación. 

“Hemos analizado 17 normativas técnicas de seguridad asociadas con las distintas etapas, como producción, almacenamiento, transporte, industrialización, entre otras. Entonces es imprescindible que exista una ley, veamos qué debe contener la misma, pero debe haber una autoridad de aplicación que defina y avance en la normativa técnica”, complementó Beljansky.

“Es necesario que exista regulación que defina claramente quién es la autoridad de aplicación, que podría ser la Secretaría de Energía. Pero la normativa técnica tiene más que ver con blending con gas natural, almacenamiento de la molécula, tener servidumbre de electroductos en el off-grid de proyectos de generación renovable”, insistió. 

Opiniones cruzadas sobre el RIGI

El Régimen de Incentivos a la Grandes Inversiones (RIGI) ha generado miradas contrapuestas en el sector del H2V desde su tratamiento en el Poder Legislativo y posterior aprobación, fundamentalmente por los montos de inversión, plazos de adhesión, el incentivo al desarrollo local e internacional y la adaptación de los grandes proyectos que se requerirían para producir hidrógeno verde.

La subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético de la Nación no fue ajena a dicho debate y  aseveró que “existe 100% de congruencia entre los proyectos de H2 bajo en emisiones y el RIGI”, a pesar que la discusión principal se da por las dudas de si ventana temporal de adhesión resulta suficiente o no para el desarrollo de ese tipo de centrales. 

“De gran parte de la inversión de proyectos de H2, aproximadamente el 65-75% es energía renovable y líneas de transmisión. Entonces, es un puntapié y el RIGI hace una burbuja a la inversión en Argentina. Cuando el hidrógeno se abarate, el punto de partida es tener energía renovable barata y para ello se requiere un país con la macroeconomía ordenada. El recurso eólico está, pero necesitamos tener una situación jurídica y macroeconómica que sea estable para que el financiamiento no sea tan caro”, apuntó.

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Licitaciones energéticas en Honduras: optimismo moderado ante falta de claridad

Los anuncios de licitaciones por parte de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) son vistos con buenos ojos en un sector que atraviesa un escenario complejo ante un déficit de potencia y energía importante, agravado por un problema de perdidas técnicas y no técnicas.

Empresarios de energías renovables están en vilo por el inicio del proceso que promete 1,500 MW de capacidad instalada a largo plazo, ya que autoridades han asegurado que la mayor parte a adjudicar sería para estas alternativas de generación limpias (ver más). Pero esto no sería todo.

El primer llamado para un proyecto de baterías también hizo que inversionistas vuelvan su mirada al mercado hondureño y estén atentos a que el próximo 23 de octubre del 2024 se anuncie a un ganador en el proceso denominado «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» (ver más).

Samir Siryi, exdirector ejecutivo de la Asociación Hondureña de Energía Renovable (AHER), celebró estas iniciativas, pero enfatizó la necesidad de brindar mayor certidumbre a los inversionistas, asegurando que “estos procesos de licitación son un avance importante, pero aún falta claridad para garantizar la seguridad jurídica y atraer capital extranjero”.

Desde la perspectiva del referente empresario, la licitación del primer proyecto de almacenamiento es un hito positivo que podría ayudar a mitigar las restricciones existentes en la red de transmisión y distribución del país. “Tenemos una infraestructura bastante endeble en transmisión y distribución, con grandes restricciones a nivel nacional. En la zona sur contamos con más de 500 MW de energía fotovoltaica, pero la línea de transmisión actual no permite transportar toda esa energía hacia la zona norte, donde se concentra la mayor demanda industrial”, explicó.

En ese sentido, el sistema de almacenamiento anunciado podría jugar un papel fundamental al almacenar el excedente de energía solar generado durante el día y permitir su inyección en horarios nocturnos, ayudando a estabilizar el suministro eléctrico mientras se concreta la construcción de una nueva línea de transmisión de 90 kilómetros, actualmente pendiente de aprobación en el Congreso.

No obstante, Siryi expresó inquietud sobre la regulación aplicable a estos sistemas: “No queda claro cómo estos equipos de almacenamiento van a operar dentro de la regulación actual. La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) aún debe terminar de desarrollar una normativa específica para la inyección de energía a la red a partir de baterías y la prestación de servicios complementarios”, señaló.

Esta licitación para un primer proyecto de baterías podría allanar el camino para la futura contratación de los 1,500 MW de potencia y energía. Al respecto, el exdirector ejecutivo de la AHER consideró: “Entendemos que un porcentaje de esos megavatios va a ser de energía fotovoltaica y que las plantas que entren deberán contar con sistemas de almacenamiento para ayudar a mantener el voltaje en puntos críticos del sistema. Esto es importante porque las plantas solares existentes no tienen almacenamiento, lo que ha generado una alta variabilidad en la red”.

Sin embargo, observó que el éxito de estas licitaciones dependerá de que las autoridades proporcionen condiciones claras y estables para los oferentes. “Es fundamental que haya claridad respecto a las exoneraciones de los equipos, combustibles, así como seguridad sobre los pagos a los inversionistas. De lo contrario, cualquier iniciativa podría quedar en papel, sin concretarse en proyectos viables”, advirtió.

El contexto de incertidumbre se acentúa aún más debido al proceso de renegociación de contratos impulsado por la administración de Xiomara Castro. Según Samir Siryi, este proceso no ha avanzado con total transparencia y aprobación necesaria por parte del Congreso, lo que deja a muchos inversionistas en un estado de duda: “Nos tiene en una situación donde no hay tanta claridad. Se necesita trabajar mucho para brindar una percepción de reglas claras, especialmente para los inversionistas extranjeros”, concluyó.

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Con publicación de capacidad disponible, la UPME avanza en el segundo ciclo de asignación de puntos de conexión

La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), puso a disposición de todos los interesados los análisis sobre capacidad de cortocircuito por subestaciones, cumpliendo así uno de los hitos más relevantes de cara al actual ciclo de asignación de conexiones 2023- 2024.

Se identificaron 63 subestaciones distribuidas en todo el país con capacidad de interrupción de cortocircuito agotada, de las cuales 46% se encuentran en Caribe, seguida del área Oriental (que agrupa a Bogotá, Meta, Guaviare) con el 22% y Antioquia en el tercer lugar con 12%. Por su parte, Boyacá y Valle también se encuentran dentro de las áreas con agotamientos operativos en sus subestaciones.

“A través de estos insumos no solo brindamos un análisis de las restricciones en subáreas operativas clave del sistema interconectado nacional, sino que vamos un paso adelante en la identificación de las obras de la Misión Transmisión, las cuales además de eliminar dichas restricciones, nos permitirán seguir avanzando en los esfuerzos para consolidar la Transición Energética Justa, con el aumento de la capacidad de transporte de energía eléctrica”, manifestó Adrián Correa, director general de la UPME.

Estos ejercicios técnicos de expansión de la capacidad de transporte se enmarcan en un trabajo articulado con los principales actores del sector eléctrico, de cara a impulsar la efectividad de los próximos ciclos de solicitudes de conexión.

Para conocer con más detalle la capacidad disponible para asignación en el actual proceso de conexiones lo invitamos a consultar el siguiente enlace: https://www1.upme.gov.co/ServicioCiudadano/Paginas/Asignacion-Capacidad- Proyectos-Clase-Uno-2023-2024.asp

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Solar Steel presenta nuevo seguidor enfocado en los mercados de España, Italia y Latinoamérica

Solar Steel, una división de Gonvarri Industries, ha presentado su nuevo producto, el TracSmarT+2V Compact, un seguidor solar diseñado para ofrecer mayores estándares de seguridad, adaptabilidad y eficiencia.

Iván Arianes, Director Técnico de la firma, destaca que el desarrollo de este nuevo modelo ha sido impulsado por dos pilares fundamentales: la seguridad estructural y la adaptabilidad a diversos mercados. En sus palabras: “Un producto muchísimo más versátil, más fácil de montar, más homogéneo y con menos componentes”.

En diálogo con Energía Estratégica España, el ejecutivo remarca que está dirigido principalmente a mercados como España e Italia donde los proyectos agrivoltaicos requieren de estructuras más pequeñas y adaptables a terrenos irregulares.

En este tipo de terrenos, los problemas de estabilidad estructural con trackers 2V han sido comunes, pero este producto refuerza la confiabilidad con innovaciones como su posición de protección de 55º frente a vientos fuertes y un diseño optimizado para mitigar la deformación torsional.

Expectativas y proyecciones globales

A nivel global, Solar Steel prevé un 2024 más moderado debido a la incertidumbre legislativa que ha afectado especialmente a Europa. Sin embargo, las expectativas para 2025 son más optimistas, con una reactivación significativa en la segunda mitad del año.

En esta dirección, Arianes explica que su estrategia se basa en optimizar su plataforma multiproducto: “Nos balanceamos entre estructura fija y tracker 1V y 2V y tenemos una política de ir renovando todos nuestros productos una versión cada año”.

Asimismo, la compañía está apostando por la inteligencia artificial (IA) para potenciar sus sistemas de control, especialmente para el mantenimiento preventivo de los trackers.

Este sistema recopila datos de sensores para evaluar el estado de salud de cada seguidor solar, permitiendo prever problemas y optimizando la durabilidad de las instalaciones.

Al respecto, Arianes opina que la IA transformará el sector en los próximos años, aunque es difícil prever el alcance total de su impacto, dada la rápida evolución de esta tecnología.

El ejecutivo subraya el gran liderazgo que han conseguido en la industria global, reconociendo que “pese a que fabricantes chinos ya producen con estándares de calidad europea, la mayoría está enfocada en su mercado local”.

Por lo tanto, no percibe una amenaza directa, ya que esta característica permite que quede espacio para otros actores en la internacionalización.

En Latinoamérica , Solar Steel observa una gran oportunidad en países como México , donde esperan que “la reciente reactivación de la política energética tras las elecciones impulse de nuevo el mercado fotovoltaico”.

En cuanto a otros mercados latinoamericanos, es más cauteloso. Países como Argentina y Brasil no figuran entre sus prioridades inmediatas, ya que enfrentan barreras de entrada significativas, como las políticas de protección a la industria local en Brasil.

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CAMMESA lanzó nuevo llamado del MATER con menos capacidad de transporte que anteriores llamados

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) de Argentina abrió una nueva convocatoria del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), en la que se podrían adjudicar hasta poco más de 880 MW en caso de ocupar toda la capacidad de transporte disponible y dependiendo la tecnología de los proyectos que se presenten.

El llamado corresponde al tercer trimestre del corriente año y, a diferencia de algunos procesos del pasado, esta convocatoria tendrá una magra capacidad de transporte disponible para aquellos puntos con mejores recursos eólicos y solares del país. 

Puntualmente habrá hasta 209 MW para asignación de prioridad de despacho plena y hasta 881 MW bajo el mecanismo Referencial “A”, que permite que los agentes inyecten energía con curtailment de hasta 8% hasta que se ejecuten las obras de transporte que permitan evitar las limitaciones, siempre y cuando se cumplan ciertos factores. 

Los 209 MW del “MATER Pleno” se reparten entre los corredores Centro – Cuyo – Noroeste Argentino (45 MW) y Misiones – Noreste Argentino – Litoral (164 MW), por lo que nuevamente el sur de la provincia de Buenos Aires, Comahue y la Patagonia, lugares con elevado factor de carga para parques eólicos, no tendrán capacidad adjudicable. 

Mientras que la prioridad de despacho bajo el mecanismo Ref “A” dependerá de las tecnologías que se presenten, porque la mayor cantidad de potencia asignable se ubica en la zona de Misiones – NEA – Litoral, por lo que capacidad adjudicable oscilará entre 563 MW y 881 MW, diferenciados de la siguiente manera:

Comahue: 88 MW + 110 MW si corresponden a proyectos solares
Patagonia – Provincia de Buenos Aires: 0 MW pero 200 MW si son fotovoltaicos
Centro – Cuyo – NOA: 0 MW u 8 MW si corresponden a parques eólicos
Misiones – NEA – Litoral: 475 MW

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

Fechas de la convocatoria

Los titulares de los proyectos podrán solicitar el acceso a la capacidad de transporte vía Mater hasta el  viernes 25 de octubre (inclusive), a través del correo electrónico a la dirección: agentes@cammesa.com.ar con los formularios correspondientes y con copia a la casilla consultasmater@cammesa.com.ar.

Posteriormente, el jueves 14 de noviembre, CAMMESA informará aquellos que requieran realizar un desempate por factor de mayoración respectiva (en caso que sea necesario por capacidad de transporte insuficiente), el cual se hará el jueves 21/11 y la asignación de la prioridad de despacho se dará a conocer el viernes 25/11.

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Nueva licitación de corto plazo para traer alivio al sector eléctrico en Panamá

Panamá anuncia una licitación pública para la Contratación de Potencia y Energía a Corto Plazo para el periodo entre 2025 y 2030. La medida, que fue anticipada mediante la Resolución N° MIPRE-2024-0033084, está destinada a adoptar medidas inmediatas para cubrir la demanda de empresas de distribución.

Titulares de la Secretaría Nacional de Energía (SNE), la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) y la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA) realizaron una conferencia de prensa el día de ayer, miércoles 9 de octubre, para formalizar el anuncio.

«Hoy, el equipo está diciendo: esto es lo que estamos buscando, esto es lo que tenemos, acompáñenos. Sabemos que ustedes tienen la oportunidad y eso es una gran diferencia en esta licitación», introdujo Juan Urriola, secretario de Energía.

Para brindar mayor claridad a los potenciales participantes, se aclaró que la fecha de inicio del suministro será el 01 de marzo de 2025 y se podrá ofertar por un máximo de 60 meses. Y, considerando aquellas fechas comprometidas, se anticipó que la recepción de ofertas se realizaría antes del 10 de diciembre de 2024.

«Somos transparentes. Le estamos diciendo al mercado con suficiente anticipación cómo queremos que sea la licitación. Ellos no llegan a oscuras. Ellos no llegan sin saber qué precio van a tener», añadió el secretario Urriola. 

¿Qué está en juego? Esta convocatoria contempla un renglón de potencia abierto a todas las tecnologías y otro renglón de solo energía exclusivo para renovables.

En el primer renglón, además de indicarse que podrán participar centrales sin importar su fuente de generación se solicita que sus unidades de generación a la fecha de publicación del pliego se encuentren en estatus disponible para el despacho o en operación comercial, por lo que se trataría de centrales existentes.

En detalle, el requerimiento de Potencia a contratar será:

Y los precios máximos mensuales a los que se adjudicarán los montos de potencia fueron definidos de la siguiente manera:

Por otro lado, en el caso del renglón de energía estaría abierto a centrales nuevas y existentes porque, de acuerdo con la Resolución, «podrán participar centrales hidroeléctricas, eólicas, solares y de biomasa cuyas unidades de generación a la fecha de publicación del pliego se encuentren en estatus de prueba, disponible para el despacho o en operación comercial».

El requerimiento de la energía a contratar, expresado en potencia equivalente, se estableció de la siguiente manera:

En tanto que, los precios máximos mensuales a los que se adjudicarán los montos de energía serán los siguientes:

Finalmente, se deja constancia mediante la Resolución que para efectos de evaluación y adjudicación de las propuestas, la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A., deberá considerar en el modelo de optimización una oferta capaz de abastecer la totalidad de los requerimientos de potencia y energía con los precios establecidos en la presente resolución.

Resolución N° MIPRE-2024-0033084. Recomienda adoptar medidas para la contratación de potencia y energía, a corto plazo para cubrir obligaciones de contratación de empresas de distribución.

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Diputados aprueban reforma constitucional en materia energética desestimando las mociones de suspensión 

El Pleno de la Cámara de Diputados aprobó en lo general el dictamen por el que se reforma el artículo 25, 27 y 28 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos (CPEUM), en materia de áreas y empresas estratégicas. 

Con 353 votos a favor y 122 en contra, se dio a lugar a modificaciones en energía eléctrica, el petróleo, y las telecomunicaciones. Lo que revierte la reforma del 2013 impulsada por el expresidente Enrique Peña Nieto, y en el sector eléctrico propone esquema de participación 54%-46% priorizando el suministro de empresas del Estado.

En la sesión ordinaria de ayer, 9 de octubre del 2023, diputados de partidos como el PAN, PRI y Movimiento Ciudadano expusieron ante la Cámara solicitando mociones suspensivas de esta iniciativa; no obstante, los pedidos fueron desechados. 

Entre los argumentos en contra que se esbozaron durante la sesión, diversos diputados coincidieron en señalar que la reforma propuesta carece de claridad, transparencia y pone en riesgo la competitividad y el desarrollo del sector energético en México.  

Tales diputados sostuvieron que la reforma contradice tratados internacionales firmados por México, como el T-MEC, exponiendo al país a riesgos económicos tras denuncias y amparos que se puedan dar a lugar.

Juan Ignacio Samperio Montaño, de Movimiento Ciudadano, señaló que el dictamen atenta contra los principios de competencia y desarrollo sustentable consagrados en la Constitución. “Darle a la CFE y a Pemex una preeminencia injustificada no resolverá los problemas de capacidad y competitividad de estas empresas”, enfatizó.

La diputada Liliana Ortiz Pérez, del PAN, consideró que centralizar nuevamente el control del sistema eléctrico en una empresa estatal es un retroceso hacia modelos obsoletos. “Limitar la participación privada elimina los incentivos para la inversión extranjera y nacional en infraestructura energética. México se volvería menos atractivo para los inversionistas, afectando el crecimiento económico, la creación de empleos y la modernización del sector”, afirmó.

El dictamen que introduce la categoría de «empresas públicas del Estado», en lugar de «empresas productivas del Estado» también dio qué hablar. 

Desde el oficialismo, el diputado Carlos Ignacio Mier Bañuelos, del partido Morena, argumentó que aprobar la reforma permitirá preservar la seguridad y la autosuficiencia energética a precios justos, evitando el lucro con la energía. “Hoy tenemos la oportunidad histórica de acuñar, con el voto a favor, un nuevo episodio en la vida pública y ser recordados por fortalecer la rectoría del Estado sobre los recursos naturales para el beneficio del pueblo”, afirmó.

Representando la postura de la oposición, el diputado Paulo Gonzalo Martínez López, del PAN, señaló que la reforma no solo reorganiza a las empresas estatales, sino que concentra el poder en la CFE y Pemex, eliminando la competencia y frenando la inversión privada. Esto, advirtió, pone en peligro la eficiencia y sostenibilidad del sistema energético. “El dictamen trae consigo un clima de incertidumbre; por ello, nos oponemos porque ya se han visto las consecuencias de una mala operación y administración”, puntualizó.

Por la vereda contraria, la diputada Mary Carmen Bernal Martínez, del PT, destacó que la reforma busca fomentar las energías limpias sin excluir a la iniciativa privada, ya que reconoce su importancia para el funcionamiento de la CFE. “Solo estamos ajustando el porcentaje: la CFE se hará cargo del 54% y la iniciativa privada del 46%”, explicó.

En línea con aquello, la diputada María Leonor Noyola Cervantes, del PVEM, aseguró que la reforma fortalece a las empresas públicas y garantiza la capacidad del Estado para planificar y regular el sistema eléctrico. La legisladora subrayó que, aunque se prioriza a la CFE sobre los actores privados en el sector eléctrico, no se les excluye, permitiendo su participación en actividades fuera de la transmisión y distribución. “Se respetan los derechos e inversiones de quienes, desde el sector privado, trabajan por un México más próspero”, concluyó.

Posición del ejecutivo 

La presidente Claudia Sheinbaum Pardo destinó la conferencia matutina del día de ayer la “Mañanera Del Pueblo” a abordar la iniciativa de reforma energética antes de su discusión en la Cámara de Diputados. Allí, defendió devolver el carácter público a las empresas PEMEX y CFE, y transmitió que bajo su administración no serían monopolios, poniendo paños fríos a cuestionamientos en el plano internacional que podrían empezar a escalar en las próximas horas. 

Por su parte, la secretaria de Energía, Luz Elena González Escobar, acompañó a la presidente presentando antecedentes y argumentando que el objetivo que se persigue con estas modificaciones constitucionales es garantizar la soberanía energética de México. En el sector eléctrico, esto significa que se dará preponderancia a CFE bajo un esquema de participación 54%-46% en la generación pública y privada de energía eléctrica. 

Restará que se comunique cuáles serán las reglas para la participación de los privados de manera tal que no se restrinjan sus posibilidades de despacho y sus próximas inversiones.   

Reforma en Materia Energética México

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Colombia abre consulta pública para modificar la regulación de energía geotérmica y avanza hacia la primera subasta de energía geotérmica

El pasado 1 de octubre de 2024, el Ministerio de Minas y Energía de Colombia publicó el proyecto de decreto que introduce importantes modificaciones al Decreto 1073 de 2015, con el objetivo de impulsar el desarrollo de energía eléctrica a través de geotermia en el país. Este proyecto estará en consulta pública hasta el 16 de octubre de 2024.

Este proyecto de decreto coincide con el anuncio de la primera subasta de proyectos de geotermia en Colombia, que podría próximamente, según declaraciones de Orlando Velandia, presidente de la ANH. “El reto que nos dejó el ministro Andrés Camacho es que este año, en el segundo semestre, deberíamos lanzar nuestra primera ronda de energía geotérmica”, indicó oportunamente el funcionario al tiempo que señaló que en esta subasta no se establecerá un tipo de oferta como ocurre con otras energías como la solar e hidro, sino uno especial.

La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), junto con el Servicio Geológico Colombiano y el Ministerio de Minas, ve la geotermia como una oportunidad clave para responder al creciente consumo eléctrico.

Consulta pública y participación ciudadana

Los ciudadanos, empresas y organizaciones interesadas pueden presentar sus observaciones, comentarios y propuestas a través del foro habilitado o enviando el formulario correspondiente al correo pciudadana@minenergia.gov.co, manteniendo el formato editable hasta el miércoles 16 de octubre.

Cambios clave en la regulación geotérmica

El nuevo decreto propone una serie de ajustes que modernizan el marco regulatorio de la exploración y explotación de recursos geotérmicos, buscando atraer inversión y acelerar el desarrollo de esta fuente de energía renovable. Entre las modificaciones más destacadas se encuentran:

Flexibilización en la asignación de derechos: El Ministerio de Minas y Energía, o la entidad designada, podrá definir mecanismos más flexibles para la asignación de permisos de exploración y explotación geotérmica, eliminando procesos rígidos del anterior decreto.
Incentivos a la inversión: Con el objetivo de incentivar la participación de inversionistas, se plantea un marco más ágil, claro y transparente para la asignación de áreas y desarrollo de proyectos, mejorando la seguridad jurídica.
Relevancia del Registro Geotérmico: Este registro se consolidará como una herramienta clave, garantizando la exclusividad para los titulares de permisos y delimitando las áreas donde podrán desarrollar sus actividades.
Clarificación de las etapas de exploración y explotación: Se definen con mayor precisión las actividades permitidas en cada etapa, incluyendo los requisitos técnicos, modificaciones de áreas y cesión de permisos.
Uso eficiente y sostenible de los recursos: Se busca garantizar una explotación responsable, evitando el agotamiento prematuro del recurso geotérmico y promoviendo su máximo aprovechamiento, con un enfoque en los beneficios para comunidades e industrias locales.
Participación social: Se fortalece el diálogo con las comunidades en áreas de influencia de los proyectos, mediante mecanismos de consulta que aseguren su involucramiento en el desarrollo de proyectos geotérmicos.
Acceso a la red eléctrica: Se garantiza la infraestructura de conexión y la capacidad de transporte de energía al Sistema Interconectado Nacional (SIN), facilitando la integración de la geotermia en la matriz energética nacional.

Objetivos del decreto

El decreto tiene como objetivo fundamental impulsar el desarrollo de la energía geotérmica en Colombia para la generación de electricidad, con miras a diversificar la matriz energética del país. Los principales puntos que se buscan alcanzar son:

Transparencia y flexibilidad en la asignación de derechos: Agilizar y dar seguridad jurídica al proceso de asignación de permisos para atraer más inversión.
Promover el conocimiento del potencial geotérmico: Incentivar investigaciones que ayuden a comprender mejor el recurso geotérmico disponible en el país.
Establecer un marco regulatorio claro: Crear un ambiente favorable para inversionistas, con reglas claras y estables para proyectos a largo plazo.
Fomento de la participación social: Involucrar a las comunidades locales en los proyectos y promover su aceptación y colaboración.
Acceso a la red eléctrica: Garantizar que la energía producida por proyectos geotérmicos se conecte al sistema nacional de energía.

 

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El gobierno de Brasil publicó la nueva convocatoria para la selección de hubs de hidrógeno

El Ministerio de Minas y Energía de Brasil finalmente publicó la convocatoria pública para la selección de hubs de hidrógeno bajos en carbono para la descarbonización de la industria brasileña, el cual busca consolidar hubs de H2 en el país hasta 2035.

Tal como adelantó Energía Estratégica a principios de la semana, el Poder Ejecutivo de Brasil proyecta la disponibilidad de alrededor de R$ 6000 millones en inversiones, mediante Fondos de Inversión Climática (CIF) y como parte fundamental del Programa Nacional de Hidrógeno (PNH2). 

El gobierno prevé recibir propuestas que tengan mayor sinergia entre la generación de energía y el uso de infraestructura asociada, a fin de catalizar esfuerzos para descarbonizar sectores difíciles de abatir. 

Por lo que las propuestas habilitadas a participar pueden ser de producción de hidrógeno a partir de bajas emisiones de carbono, incluidas renovables y procesos de biomasa, etanol, biometano y gas natural asociados con la captura y almacenamiento de carbono; como también el uso del H2 como insumo para la actividad industrial, entre ellas la acerera, cementera, fertilizantes, celulosa y vidrio.  

Para ello, las propuestas que se presenten deberán cumplir con lo siguiente :  

La empresa o consorcio solicitante debe estar constituida en Brasil

La propuesta debe contener tecnología lista para un entorno comercial – nivel de madurez tecnológica (TRL) 7 o superior ;  

El proyecto debería estar operativo a finales de 2035 

Los solicitantes u  organizaciones líder en un consorcio podrán ofertar sólo una propuesta 
Los candidatos deben poder acceder a financiación ;  

Mientras que las propuestas seleccionadas podrán tener la oportunidad de formar parte del plan de inversiones de Brasil para acceder a financiamiento, que podría abarcar desde proyectos de ingeniería hasta la adquisición de equipos y capital de trabajo.

El plazo estará abierto hasta las 23:59 horas del sábado 2 de noviembre de 2024 , a través del formulario web que se encuentra disponible en la web oficial del Ministerio de Minas y Energía de Brasil; en tanto que los candidatos cuya propuesta sea seleccionada serán notificados antes del 6 de diciembre.

Y en caso que el gobierno brasileño sea invitado a presentar un plan de inversión para el CIF-ID del país, el MME invitará a las propuestas seleccionadas de esta expresión de Interés a presentar un plan de negocios para la evaluación final del potencial de inclusión.

Esta iniciativa continúa la línea de lo ya hecho por la actual gestión presidencial de Luiz Inácio Lula da Silva, dado que a mediados del corriente año, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) recibió el interés de más de 130 MW en proyectos piloto de hidrógeno.

En aquel entonces se postularon 24 propuestas en el llamado para proyectos de hidrógeno del Programa de Investigación, Desarrollo e Innovación (PDI), por un valor de inversión esperado de R$ 2.700.000.000 lo que representa el mayor volumen jamás invertido en una convocatoria de esta índole. 

Asimismo, el Poder Legislativo del país ya aprobó dos leyes de H2, por la cual aprobó incentivos  fiscales y financieros, garantizando créditos de hasta R$ 18.300.000.000 hasta el año 2032 mediante el Programa de Desarrollo de Hidrógeno con Bajas Emisiones de Carbono. Por lo que el sector confía en que se puedan realizar subastas propias de H2V en los primeros meses del próximo año.

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24.02% en eficiencia, 610.15W en potencia: el módulo N-type 4.0 de DAS Solar alcanza un nuevo hito

DAS Solar, líder en tecnología fotovoltaica de tipo N, ha logrado un avance significativo con sus módulos N-type 4.0.

Equipados con celdas TOPCon 4.0 Plus, los módulos han sido probados y certificados por la organización globalmente reconocida TÜV SÜD, alcanzando una potencia máxima de 610.15W y una eficiencia de conversión del módulo de área completa del 24.02%, lo que representa otro avance en la tecnología de celdas y módulos de alta eficiencia N-type TOPCon de DAS Solar.

DAS Solar ha estado a la vanguardia del campo N-type TOPCon y sigue invirtiendo fuertemente en investigación y desarrollo durante años. Desde su fundación, la empresa ha perseguido la innovación tecnológica y el aumento de la eficiencia.

Actualmente, la eficiencia de producción en masa de las celdas TOPCon 4.0 Plus de la compañía ha superado el 26.7%, con un voltaje de circuito abierto que alcanza los 742mV.

Estos logros han roto repetidamente récords mundiales para celdas de gran área, impulsando el desarrollo y la evolución de la tecnología N-type en toda la industria. Con una sólida base técnica, DAS Solar continúa innovando en nuevas tecnologías, materiales, estructuras y procesos, acercando la eficiencia de las celdas al límite teórico.

Equipados con celdas TOPCon 4.0 Plus, los módulos de alta eficiencia de 72 celdas de DAS Solar adoptan un diseño innovador y estrictos estándares de materiales y procesos.

Han obtenido múltiples certificaciones de terceros, incluyendo TUV, CGC, CQC, PCCC y UL, y han pasado diversas pruebas rigurosas como la certificación CE, triple IEC, triple PID, niebla salina en nivel 8, polvo, y resistencia al amoníaco.

La excelente calidad de estos productos ha sido ampliamente elogiada por los clientes, demostrando un rendimiento óptimo en términos de BOS y LCOE, logrando la reducción de costos y ganancias de eficiencia a lo largo de su ciclo de vida.

El laboratorio fotovoltaico de DAS Solar es uno de los más avanzados de la industria, integrando I+D y control de calidad.

Está equipado con equipos de prueba profesionales y completos, cubriendo docenas de pruebas, como la inspección de la apariencia del módulo, determinación de potencia máxima, prueba de aislamiento, prueba de corriente de fuga en condiciones de humedad, PID, granizo, LID, UV, congelación húmeda y prueba de calor húmedo. Estas capacidades proporcionan una base sólida para la innovación y la calidad de los productos de DAS Solar. El laboratorio ha sido certificado por organizaciones de prestigio como TÜV Rheinland, TÜV NORD IECEE CB-Scheme CTF2, TÜV SÜD TMP y TÜV NORD CTF.

Mirando hacia el futuro, DAS Solar continuará fortaleciendo sus capacidades de prueba, aplicando estrictos estándares de prueba y mejorando la competitividad en el mercado de los módulos N-type, asegurando que la empresa ofrezca soluciones para todos los escenarios y servicios de calidad a clientes globales.

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YPF Luz emitió exitosamente 420 millones de dólares en el mercado internacional a una tasa del 7,87%

YPF Energía Eléctrica S.A. (“YPF Luz”) anunció hoy el resultado de colocación de un bono en el mercado internacional por US$ 420 millones, con vencimiento a 8 años con un cupón de 7,875% y un rendimiento de 8,20%.

La demanda por esta nueva obligación negociable superó todas las expectativas, donde los inversores internacionales y locales sobresuscribieron las órdenes por más de 4 veces, con un libro que superó los 1.600 millones de dólares.

El monto obtenido será aplicado a la cancelación total anticipada del bono internacional en circulación por USD 400 millones emitido en 2019 y que vencía en julio 2026 a una tasa del 10,25%. De esta forma la compañía logró mejorar el perfil de vencimientos de su deuda, extendiendo la vida promedio y reduciendo en más de 2% su tasa de interés.

“Estamos muy orgullosos con los resultados de esta nueva emisión internacional de YPF Luz. Es un nuevo reconocimiento del mercado a la estrategia de la Compañía, con un rumbo claro y sostenido en el tiempo”, afirmó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz. “El respaldo de los inversores nos permitió alcanzar una de las tasas más bajas del mercado argentino y mejorar sustancialmente el perfil de deuda de la compañía. Agradezco especialmente a todo el equipo de YPF Luz que hace posible estos resultados”.

Los bancos y entidades financieras que participaron fueron las siguientes: colocadores locales en la emisión fueron: Banco Santander Argentina S.A., Banco de Galicia y Buenos Aires S.A.U., SBS Trading S.A., Balanz Capital Valores S.A.U y TPCG Valores S.A.U. Como colocadores internacionales y joint bookrunners, actuaron: Citigroup Global Markets Inc., Itaú BBA USA Securities, Inc., Santander US Capital Markets LLC y J.P. Morgan Securities LLC.

La información para inversores se encuentra disponible en ypfluz.com/inversores.

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Ratifican que este mes se emitirán los Términos de Referencia de la licitación PEG-5 de Guatemala

El proceso de licitación PEG-5 en Guatemala avanza con pasos firmes y se espera que los Términos de Referencia sean emitidos a finales de octubre, según confirmó Fernando Moscoso, gerente de Planificación y Vigilancia de Mercados Eléctricos de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE). 

“Dentro de nuestro cronograma está que los términos de referencia puedan ser emitidos de parte de la Comisión a finales de este mes. Yo a lo que quiero exhortar es a que estén a la expectativa de esos pasos que se están dando y  que no son en falso”, declaró el referente de la CNEE.

Durante su participación del panel “Licitaciones a Futuro, desafíos y oportunidades”, organizado por la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER) y moderado por Carmen Urízar, directora de Energy & Infrastructure Analysis Center (EIA Center), Fernando Moscoso explicó que la CNEE ha trabajado durante los últimos meses en la preparación de estos documentos y que están listos para avanzar junto a EEGSA y Energuate: “Soy optimista en que se logrará, incluso soy optimista en poder integrar el equipo de trabajo con las distribuidoras para que esto se desarrolle con toda confianza”.

De allí, Dimas Carranza, gerente de Regulación y Tarifas de Energuate, resaltó que la PEG-5 será la licitación más grande en la historia de Guatemala y que el país se está preparado para este desafío. “Ya logramos construir una demanda conjunta que de una forma muy clara nos está definiendo qué cantidad de energía base se requiere y qué cantidad de energía en las otras franjas horarias se estarían requiriendo”, indicó.

Aquello no sería todo. También está sobre la mesa la incorporación de almacenamiento. Al respecto, Carranza recordó que ya en la PEG-4 hubo propuestas que incluían esta tecnología, pero no se adjudicaron debido a temas de precio: “Ahora, estamos discutiendo y planteando condiciones muy parecidas a lo que resultaría en un proyecto hidroeléctrico, para que no solo se considere de forma complementaria como en la PEG-4, sino que forme parte de los objetivos de desarrollo de la PEG-5, tomando en cuenta que ya también está el desarrollo normativo”, anticipó.

En concordancia, Josué Figueroa, subgerente de Ingresos, Regulación y Transacciones de la Empresa Eléctrica de Guatemala (EEGSA), argumentó que la tecnología de almacenamiento sería fundamental para reducir pérdidas en las redes de distribución y mejorar la incorporación de energías renovables. “Es un momento muy importante para incluir esta tecnología y esta combinación del almacenamiento en todas sus posibilidades dentro de la licitación, de cara a obtener un beneficio a largo plazo”, afirmó, asegurando que esperan impulsar un proceso competitivo que permita obtener ofertas sostenibles.

“Estamos seguros de que vamos a poder llegar a un acuerdo entre todas las partes para lograr la participación tanto de diversas tecnologías, como de plantas de generación nuevas y en operación, como combinaciones de tipos de contratos y demás, de manera que sea bastante atractivo para todos los posibles interesados en el proceso”, expresó Figueroa.

Erwin Barrios, director General de Energía del Ministerio de Energía y Minas, añadió que la inclusión del gas natural también se evalúa como una opción tecnológica para abordar la intermitencia de las energías renovables. “El gas aparece como un combustible de transición y es una realidad que esperamos que suceda. De parte del Ministerio, nos corresponde preparar el sistema de transmisión para habilitar puntos de conexión tanto en el Pacífico como en el Atlántico, lo cual podría incluir una infraestructura similar a la implementada en El Salvador”, explicó el director General de Energía.

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Colombia presentó su nuevo plan de expansión de transmisión eléctrica: cinco proyectos, una iniciará licitación

El Gobierno de Colombia publicó el día de ayer su Segundo Paquete de Obras Urgentes con la implementación de varios proyectos de expansión de la transmisión, distribuidos en diferentes regiones del país: Descargar reporte completo

Estos proyectos, promovidos por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), buscan mitigar problemas de capacidad, mejorar la calidad del suministro eléctrico y aumentar la seguridad operativa, además de fortalecer el sistema para incorporar más energías renovables.

Subestación Magangué 500/110 kV y líneas asociadas: optimización en la región Córdoba-Sucre

Uno de los proyectos más importantes es la construcción de la subestación Magangué 500/110 kV y sus líneas asociadas, un plan diseñado para fortalecer el corredor Chinú-Sincé-Magangué-Mompox y El Banco, que actualmente opera bajo condiciones críticas. La nueva subestación reducirá la carga en líneas existentes y mejorará significativamente los niveles de tensión en áreas como Sincé, Magangué, Mompox y El Banco.

La obra incluye la reconfiguración de la línea Chinú-El Copey 500 kV, la construcción de una línea de doble circuito para conectar Magangué con las líneas Magangué-Sincé y Magangué-Mompox, además de la construcción de una segunda línea entre Magangué y Mompox. Se espera que este proyecto entre en operación a más tardar el 31 de diciembre de 2028, lo que garantizará un suministro más confiable a largo plazo y un mejor perfil de cargabilidad en las zonas afectadas.

Está obra ya inició un proceso licitatorio. La presentación de propuestas sobre No. 1 y 2 en el proceso de selección del Inversionista (desde las 7:00 horas hasta las 13:00 horas), de acuerdo al cronograma oficial, se presentarán el 12 de noviembre próximo.

Refuerzo en Montería: una respuesta a las contingencias en la subárea Córdoba-Sucre

Otro de los proyectos más urgentes es el refuerzo en la subárea de Montería, cuyo objetivo es eliminar los efectos de contingencias sencillas y mejorar la confiabilidad en esta región crítica. Este plan se llevará a cabo en varias etapas, comenzando con la construcción de una segunda línea entre Nueva Montería y Río Sinú a 110 kV, una medida urgente para aliviar las restricciones actuales.

Además, se incorporará un tercer transformador en la subestación Montería, y se construirán nuevos circuitos en las líneas Urrá-Tierralta-Río Sinú y Montería-Urabá-Urrá. Aunque no se especifica una fecha exacta de puesta en operación para estas etapas, se espera que el proyecto esté completamente desarrollado para 2027, mejorando considerablemente la confiabilidad en la región.

Fuente: UPME

Reconfiguración de la subestación Sabanalarga 220 kV: más flexibilidad en la subárea Atlántico

En el departamento del Atlántico, la subestación Sabanalarga será objeto de una reconfiguración esencial que mejorará la confiabilidad operativa y reducirá el riesgo de cortocircuitos. Esta obra implicará la segmentación de las barras de la subestación, permitiendo futuras expansiones del sistema y una mayor flexibilidad para nuevas conexiones.

Aunque este proyecto no tiene una fecha de puesta en operación definida, representa una de las mejoras más necesarias para optimizar el rendimiento del sistema de transmisión en el Atlántico, facilitando futuras expansiones y evitando interrupciones por sobrecarga.

Interconexión Nordeste-Oriental: fortaleciendo el intercambio energético entre regiones

Una de las obras más ambiciosas es la interconexión entre las áreas operativas Nordeste y Oriental, a través de la construcción de la subestación Aguaclara 230 kV. Este proyecto busca aliviar las limitaciones de capacidad actuales, mejorando los perfiles de tensión en Boyacá y Casanare, y aumentando la capacidad de intercambio de energía entre estas regiones.

Además de la subestación, se instalarán dos transformadores de 300 MVA y se construirán circuitos dobles que conectarán Aguaclara con Chivor II y Alcaraván. La fecha estimada de finalización para este proyecto es 2030, lo que subraya su relevancia para el crecimiento a largo plazo del sistema eléctrico en el noreste del país.

Enlace Olaya Herrera-Buchelly y el segundo corredor Jardinera-Junín-Tumaco: confiabilidad para el Pacífico

En la región del Pacífico, específicamente en la zona de Tumaco, se desarrollarán dos proyectos que buscan mejorar la confiabilidad del suministro de energía, actualmente afectado por la radialidad de las líneas de transmisión. El primero de estos proyectos es la construcción de una línea de 115 kV que conectará las subestaciones Olaya Herrera y Buchelly, mientras que el segundo es un corredor alterno que unirá las subestaciones Jardinera, Junín y Buchelly.

Ambas obras se complementarán con la instalación de un banco de compensación capacitiva en la subestación Buchelly, con el fin de estabilizar los perfiles de tensión en la región. La puesta en operación de estas líneas está prevista para 2027, garantizando una mayor estabilidad y confiabilidad en una de las zonas más vulnerables del país.

Impacto de las obras en la confiabilidad del sistema eléctrico

Los cinco proyectos de expansión de transmisión mencionados tendrán un impacto significativo en la confiabilidad del sistema eléctrico colombiano, permitiendo incorporar mayor volumen de energías renovables.

Estas obras no solo reducirán las sobrecargas en las líneas y transformadores, sino que también mejorarán los niveles de tensión y eliminarán la dependencia de redes radiales, proporcionando rutas alternativas para el suministro de energía.

Además, se espera que estas mejoras mitiguen los efectos de la demanda no atendida, un problema recurrente en algunas regiones del país debido a la falta de infraestructura adecuada. Al optimizar el sistema de transmisión, el país estará mejor preparado para atender la creciente demanda de energía y garantizar la seguridad operativa a largo plazo.

Mejorar la capacidad de transporte de energía: La expansión de la red de transmisión permitirá transportar mayores cantidades de energía desde las zonas con mayor potencial de generación renovable, como la región Caribe, donde se están desarrollando varios proyectos solares, hacia los centros de consumo.
Aumentar la confiabilidad del sistema: Un sistema de transmisión más robusto y confiable es esencial para integrar mayores niveles de generación renovable, que suelen ser intermitentes por naturaleza. La reducción de las restricciones en la red y la mejora en los perfiles de tensión y cargabilidad permitirán una mayor penetración de fuentes renovables sin comprometer la estabilidad del sistema.
Facilitar la conexión de nuevos proyectos: Las obras de expansión, especialmente aquellas que implican la construcción de nuevas subestaciones, crearán nuevos puntos de conexión para futuros proyectos de generación, incluyendo aquellos basados en energías renovables.

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ARESEP impulsa audiencias públicas virtuales para concesiones de proyectos energía solar en Costa Rica  

La Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) convocó durante esta semana a audiencias públicas virtuales para tres propuestas solares fotovoltaicas que fueron adjudicadas en el proceso de selección para la generación de electricidad convocado por el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE).

Estos proyectos amparados en la Ley 7200 suman 50 MW de capacidad a instalarse en la provincia de Guanacaste y elevaron su solicitud de concesión de servicio público a la ARESEP para la generación de energía eléctrica por un plazo de 20 años.

Ayer, martes 8 de octubre, se desarrolló la primera audiencia pública a solicitud de Conver Energy S.A. cuyo proyecto denominado Solar Fotovoltaico Numu de 20MW estaría localizado en Liberia.

Este proyecto ya cuenta con la viabilidad ambiental de la Secretaría Técnica Nacional Ambiental (SETENA) otorgado mediante la resolución 0578-2023-SETENA del 19 de abril de 2023. Y, al no recibir comentarios de oposición durante la audiencia pública, todo indicaría que sigue en carrera para la aprobación de su concesión por parte de la ARESEP.

Fernando Alberto Castro Cruz, representante de Conver Energy S.A. precisó durante la audiencia que de obtener la concesión definitiva, el próximo paso sería avanzar con el estudio de viabilidad bajo la Ley 7200 y posteriormente firmar la garantía de cumplimiento con el ICE.

En tanto, otros dos proyectos de los cinco adjudicables de la convocatoria del ICE avanzan en paralelo.

Hoy, miércoles 9 de octubre,  a partir de las 17:15 será el turno de Solar Generation Sur S.A. para la audiencia pública vinculada al Proyecto Solar Los Tecales, de 20 000 kW de capacidad a instalarse en Nandayure.

En este caso, vía la resolución 0933-2023-SETENA del 21 de junio de 2023 posteriormente rectificada mediante la resolución 0997-2023-SETENA del 5 de julio de 2023, este proyecto obtuvo la aprobación de su Documento de Evaluación Ambiental y recibió la Viabilidad (Licencia) Ambiental al proyecto.

Ahora bien, para exponer el proyecto de Los Tecales ante la ARESEP y demás partes interesadas antes de su concesión definitiva, Solar Generation Sur S.A. llevará a cabo una audiencia propia a la que se podrá acceder previo registro en este link de zoom: https://us02web.zoom.us/webinar/register/WN_UML_RNFSSJ-ZpVSTZTp9EQ 

Finalmente, mañana jueves 10 de octubre, a partir de las 17:15 será el encuentro organizado por ARESEP a partir de la solicitud de Inversiones Sunfly S.A. relacionada a la concesión de servicio público para generación de energía eléctrica del Proyecto Solar Los Mangos, de 10 000 kW a instalarse en Carrillo.

Respecto a este último proyecto, se precisa que, con la resolución 1934-2022-SETENA del 24 de noviembre de 2022, recibió la aprobación de su Documento de Evaluación Ambiental y posteriormente su Viabilidad (Licencia) Ambiental.

Los interesados en asistir a la audiencia de Los Mangos, pueden registrarse siguiendo este otro enlace de zoom: https://us02web.zoom.us/webinar/register/WN_UML_RNFSSJ-ZpVSTZTp9EQ 

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CNE inició Comité público-privado que adjudicará y supervisará estudios de valorización de los sistemas de transmisión 2024-2027

En las dependencias de la Comisión Nacional de Energía (CNE), el jueves 3 de octubre, se realizó la primera sesión del Comité encargado de ver la adjudicación y supervisión de dos importantes estudios para la valorización de los Sistemas de Transmisión, correspondientes al periodo 2024-2027, con el objetivo de monitorear el desarrollo de los estudios para el proceso tarifario respectivo.

Esta iniciativa se enmarca en los establecido en la Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE), donde se le encarga a la CNE la tarea de iniciar estudios de valorización de las instalaciones de los sistemas de transmisión nacional, zonal y dedicada utilizadas por usuarios sometidos a regulación de precios.

Estudios

El actual proceso comenzó en septiembre pasado, con la publicación de la bases técnicas y administrativas definitivas de los estudios de valorización, además del llamado a una licitación pública internacional.

Los estudios a licitar son para la valorización de las instalaciones de transmisión nacional y para la valorización de las instalaciones de transmisión zonal y la determinación del pago por el uso de las instalaciones de transmisión dedicada utilizadas por usuarios sometidos a regulación de precios.

Según lo indicado por el artículo 110° de la LGSE, los resultados de estos estudios deberán especificar y distinguir el Valor de Inversión (V.I,); Anualidad del Valor de Inversión (A.V.I); Ajuste por Efectos de Impuestos a la Renta (A.E.I.R.); Costo de Operación Mantenimiento y Administración (C.O.M.A.) y el Valor de Transmisión por Tramo (V.A.T.T.), ya sea por tramo, propietario u operador.

También deberán determinar las correspondientes fórmulas de indexación y su forma de aplicación para los anteriores valores para 2024-2027, junto a los porcentajes de uso de instalaciones de transmisión dedicadas, por parte de clientes regulados.

Integrantes

El presidente del Comité es Danilo Zurita, Jefe del Departamento Eléctrico de la CNE, siendo también integrado por representantes titulares y suplentes del Ministerio de Energía, de las empresas del Sistema de Transmisión Nacional y Zonal, entre las cuales están Transelec, ISA Interchile, Celeo Redes, Chilquinta Energía y Saesa, además de los representantes de los clientes libres y del Coordinador Eléctrico Nacional.

La instancia contempla el desarrollo de 23 sesiones, en que se verá la admisibilidad de ofertas que lleguen para la realización de los estudios, así como la revisión de las ofertas técnicas, las observaciones de los distintos informes a realizar por el equipo consultor, en un proceso que estima finalizar en el segundo semestre del próximo año.

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Financiación climática: las conclusiones que aprobó el Consejo antes de la COP29

Ayer, el Consejo aprobó conclusiones sobre la financiación climática antes de la conferencia de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC) que se celebrará en Bakú, Azerbaiyán, del 11 al 22 de noviembre de 2024 (COP29).

En sus conclusiones, el Consejo subraya que la UE y sus Estados miembros están comprometidos con el objetivo actual de los países desarrollados de movilizar colectivamente 100.000 millones de dólares al año en financiación climática hasta 2025. Este objetivo se alcanzó por primera vez en 2022.

El Consejo también destaca su fuerte compromiso de seguir cumpliendo con la financiación climática en el futuro y su intención de apoyar la consecución de nuevos objetivos cuantitativos colectivos ambiciosos después de 2025.

La UE y sus Estados miembros son los mayores contribuyentes mundiales a la financiación pública internacional para el clima, y desde 2013 han duplicado su contribución para apoyar a los países en desarrollo.

Como en años anteriores, las conclusiones aún no incluyen la cifra de la contribución de la UE para 2023. Esta será proporcionada por la Comisión y aprobada por el Consejo por separado, a tiempo antes del inicio de la COP29.

Contexto

El principal objetivo de la próxima COP29 será negociar los nuevos objetivos cuantitativos colectivos (NCQGs) después de 2025.

Cada año, la Conferencia de las Partes (COP) de la CMNUCC se reúne para determinar la ambición y responsabilidades, y evaluar las medidas climáticas.

La UE y sus Estados miembros son partes de la Convención, que tiene 198 miembros en total (197 países más la Unión Europea). La presidencia rotativa del Consejo, junto con la Comisión Europea, representan a la UE en estas cumbres internacionales sobre el clima.

Más adelante en octubre de 2024, se espera que el Consejo apruebe las conclusiones que establecen el mandato general para los negociadores de la UE en la conferencia COP29 sobre el clima. Las conclusiones aprobadas hoy complementarán el mandato general de la UE.

Conclusiones del Consejo sobre financiación climática, 8 de octubre de 2024
Financiación de la transición climática (información de referencia)
Cambio climático: qué está haciendo la UE (información de referencia)
Los objetivos climáticos y la política exterior de la UE (información de referencia)

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Montería da un gran paso hacia la energía limpia con el ambicioso parque solar «La Unión» de Zelestra

Zelestra, empresa global líder en energías renovables, inauguró hoy su proyecto “La Unión” en Montería, Córdoba. Este hito marca un paso significativo en la transición energética de Colombia y reafirma el compromiso de Zelestra con un futuro más limpio y sostenible.

Con una inversión superior a los US$ 200 millones, el parque fotovoltaico cuenta con 220.960 paneles solares y una capacidad instalada de 144 megavatios. Esta energía limpia es suficiente para abastecer a más de 132.000 hogares, reduciendo las emisiones de CO2 en 123.346 toneladas anuales, equivalente a plantar 12.3 millones de árboles.

«La Unión es un ejemplo tangible de cómo Zelestra, con su estructura totalmente integrada, puede llevar a cabo desarrollos de energías renovables de principio a fin, asegurando la máxima calidad y eficiencia», afirmó Leo Moreno, CEO Global de Zelestra. «Estamos comprometidos con la descarbonización y Colombia juega un papel fundamental en esta transición».

El proyecto ha generado 1.276 empleos locales, demostrando el compromiso de Zelestra con el desarrollo económico y social de la región. «No se trata solo de construir infraestructura energética, sino de integrar a la comunidad en cada paso del proceso, generando un impacto positivo a largo plazo», aseguró Alejandro Ospina, Country Manager de Zelestra Colombia.

«La Unión es un símbolo de colaboración y esfuerzo compartido. Estamos convencidos de que este es solo el inicio de una relación a largo plazo con esta comunidad», agregó José Luis García, CEO LATAM de Zelestra. «De esta forma reflejamos nuestro compromiso con los principios de ESG y nuestra misión de co-construir un mañana sin carbono”.

Zelestra se ha posicionado como un líder en energías renovables en América Latina, con una proyección de desarrollo de 6 GW en la región. «Este esfuerzo no solo representa una oportunidad de crecimiento para Zelestra, sino que también contribuirá de manera sustancial a los esfuerzos de descarbonización de América Latina», destacó García.

El parque solar La Unión se convierte en un referente en la lucha contra el cambio climático, pues su ubicación estratégica en un área con alto potencial solar y condiciones climáticas favorables, sumada a una cuidadosa planificación ambiental, ha permitido minimizar el impacto negativo sobre el entorno natural, pero además evitar la emisión de 123.346 toneladas de CO2 al año, equivalente a plantar 12.3 millones de árboles.

Este es solo el comienzo de una larga trayectoria de Zelestra en Colombia, que busca convertirse en un motor de cambio hacia un futuro más limpio y próspero, así como consolidarse como un socio estratégico para Colombia en la transición hacia una economía baja en carbono. La compañía continuará explorando nuevas oportunidades de inversión en el país, con el objetivo de seguir ampliando su portafolio de proyectos y contribuir al cumplimiento de las metas climáticas nacionales.

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Solis presenta nueva tecnología de inversores en Expo Solar Colombia 2024

Solis Inverters, líder mundial en tecnología de inversores solares, participará en la Expo Solar Colombia 2024, uno de los eventos más relevantes del sector energético en América Latina, que tendrá lugar del 16 al 18 de octubre en el Centro de Exposiciones Plaza Mayor, Medellín.

Este año, Solis celebra su 19º aniversario y 11 años de presencia en Latinoamérica, y presentará su nueva gama de inversores híbridos de última generación para el dinámico mercado colombiano.

Entre los productos destacados se encuentran el inversor monofásico S6-EH1P(3.8-11.4)K-H-US y el inversor trifásico S6-EH3P(30-50)K-H para aplicaciones comerciales e industriales, ambos diseñados para ofrecer mayor independencia energética a los usuarios y optimizar el uso de energía renovable.

Este 2024, Solis ha sido reconocida por cuarto año consecutivo entre las «Top 500 Nuevas Empresas de Energía Global», un galardón otorgado por China Energy News y el Instituto Chino de Economía Energética. Este prestigioso reconocimiento, anunciado en el Foro de Desarrollo Bajo en Carbono de Taiyuan 2024, reafirma el compromiso de Solis con la innovación y su sólido desempeño en el mercado global de energías renovables.

Innovación para el mercado colombiano

Solis se mantiene a la vanguardia en el desarrollo de soluciones tecnológicas avanzadas, impulsando la transición global hacia un futuro más limpio y sostenible. Su participación en Expo Solar Colombia 2024 coincide con un periodo de crecimiento acelerado en el mercado fotovoltaico colombiano, que se espera alcance los 1,48 gigavatios de capacidad instalada en 2024 y se expanda a 12,85 gigavatios para 2029, con una tasa de crecimiento anual compuesto del 54,06% durante dicho periodo.

Colombia, caracterizada por su abundante radiación solar a lo largo del año, es un país ideal para la energía fotovoltaica. Esta disponibilidad solar constante garantiza un suministro de energía predecible y confiable. Según la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), la capacidad instalada de energía solar en Colombia ha crecido a doble dígito en los últimos años, alcanzando los 457 MW en 2023.

Solis está profundamente comprometida con la transformación energética de Colombia y América Latina, apoyando el crecimiento sostenible del sector solar en toda la región. Su presencia en Expo Solar Colombia 2024 reafirma su compromiso con el mercado local y su misión de liderar la transición hacia una energía más limpia y asequible.

Inversores destacados en Expo Solar Colombia 2024

S6-EH1P(3.8-11.4)K-H-US: Este innovador inversor híbrido monofásico está diseñado para aplicaciones residenciales, permitiendo la integración de paneles solares con baterías de alto voltaje. Durante el día, el inversor suministra energía a los electrodomésticos y carga la batería, mientras que por la noche, utiliza la batería para alimentar el hogar, lo que elimina la necesidad de recurrir a la red eléctrica y genera importantes ahorros. Equipado con funcionalidades avanzadas como monitoreo a nivel de módulo, apagado rápido, integración con generadores, y un sistema de acoplamiento de CA inteligente, ofrece una solución versátil y flexible para diversas configuraciones.

El nuevo inversor de almacenamiento de energía para C&I

S6-EH3P(30-50)K-H: Diseñado para aplicaciones comerciales e industriales, este inversor trifásico de alta capacidad también ofrece almacenamiento de energía con baterías de alto voltaje. Al igual que el modelo residencial, optimiza el uso de energía solar y garantiza un respaldo confiable durante las interrupciones de la red. Con certificaciones internacionales como UL 9540 y compatibilidad con múltiples marcas de baterías (LG, BYD, Pylontech), el inversor se presenta como una solución robusta y eficiente para el sector comercial e industrial.

La Expo Solar Colombia 2024 será el escenario ideal para que los visitantes descubran de primera mano las soluciones tecnológicas más innovadoras de Solis. El equipo local de expertos de Solis estará disponible en el stand número 6 del Pabellón Blanco para responder todas sus preguntas, compartir información técnica detallada y explorar las oportunidades que ofrecen los inversores híbridos y las soluciones energéticas presentadas.

¡Visítanos en Expo Solar Colombia 2024 y sé parte de la revolución energética con Solis!

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Pampetrol lanzó una nueva licitación para la construcción de un parque solar en La Pampa

La empresa pampeana Pampetrol SAPEM lanzó una nueva licitación para llevar a cabo un parque solar de 15 MW de capacidad en la localidad de General Pico (noreste de la provincia).- 

La licitación convoca al sector privado a suscribir una unión transitoria entre la compañía adjudicada (80% de participación) y Pampetrol (20%), mientras que la modalidad del proyecto será full EPC – llave en mano -, por lo que el adjudicatario deberá realizar la provisión de equipos y materiales, construcción, montaje, conexión y puesta en marcha del parque y su operación y mantenimiento por el plazo de doce meses. 

Pampetrol tendrá un porcentaje de un 20% del proyecto fotovoltaico, quedando incluido en este porcentaje un 5% en concepto de aporte inicial; el cual deberá ser considerado por los oferentes al momento de elaborar la propuesta económica. 

El contrato de abastecimiento celebrado con la Administración Provincial de Energía de La Pampa (APELP) será por un plazo de 15 años desde la habilitación comercial del proyecto. 

Las empresas interesadas deberá consignar, en las ofertas económicas, el precio que requerirán para los primeros 60 meses (5 años) de venta de energía a la APELP; pero a partir del sexto año el precio estabilizado de la energía tendrá un tope del 30% por encima precio fijo ofertado inicialmente. 

“La variabilidad en el precio estará dada por la tarifa de los Grandes Usuarios de la Distribuidora (GUDI), con el límite máximo del 30%. Mientras que entre los años 16 a 25 del proyecto, el parque pasará 100% a Pampetrol, quien establecerá un precio de la energía con APELP”, explicó María de los Ángeles Roveda, presidenta de Pampetrol. 

Además, dentro del sobre B de la convocatoria, los oferentes deberán incorporar una garantía de ejecución del proyecto por el 10% del monto de la propuesta económica, que deberá ser mantenida desde el momento de la entrada en vigencia del contrato EPC y hasta la recepción definitiva de las obras. .

“Para los próximos años, el foco está puesto en completar 50 MW de potencia renovable, a lo largo de 100 hectáreas en General Pico, a través de iniciativas de inversión público – privadas. Esos 50 ”, destacó el secretario de Energía y Minería de La Pampa, Matías Toso.

“Uno de los grandes activos que se pone es la gran red de media tensión de la provincia, que está preparada para recibir energía de este proyecto y otros más”, añadió. 

Se espera que los 50 MW a los que apunta el gobierno pampeano tenga una generación anual de aproximadamente 127 GWh, cubra el 14% de la demanda provincial total, suficiente para abastecer 30.000 hogares.

“El esquema de 50 MW renovable permitirá aportar la energía al mercado eléctrico local e inyectaremos un flujo de fondos que quedarán en la economía regional a través de la participación que tiene Pampetrol en los proyectos”, complementó Toso.

Próximos pasos

El pliego de condiciones generales estará abierto a sugerencias hasta el 28 de octubre del corriente año, y los pedidos de consultas y aclaraciones se podrán realizar hasta el 11 de noviembre, con respuestas al 19 de dicho mes como plazo máximo. 

Las ofertas se podrán presentar hasta las 12 horas del lunes 25 de noviembre (con validez a 90 días), por lo que la adjudicación se notificará recién el 12 de diciembre y la firma del contrato unión transitoria entre Pampetrol y la empresa ganadora de la licitación se realizará una semana más tarde (19/12). 

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Panamá da el primer paso hacia una ley de hidrógeno verde

El pasado miércoles 2 de octubre, la Asamblea Nacional de Panamá aprobó en primer debate un anteproyecto de ley que establece la promoción e implementación del hidrógeno verde como combustible y vector energético en el país. Este avance representa un hito en la búsqueda de fuentes de energía sostenibles y diversificadas en la República de Panamá, en línea con su Agenda de Transición Energética.

Esta iniciativa propone otorgar a la Secretaría Nacional de Energía (SNE) la responsabilidad de ejecutar y aplicar la normativa, así como de desarrollar estrategias para la promoción, investigación, producción, transporte y uso del hidrógeno verde. Este enfoque integral busca no solo incentivar la producción de hidrógeno verde, sino también establecer un marco regulatorio que garantice su uso seguro y eficiente.

Aquellas estrategias deberían realizarse desde cero. En Panamá ya se sentaron las bases para su constitución como un polo de transformación del hidrógeno verde, mediante su Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde y Derivados que contempla la producción de 500,000 toneladas de hidrógeno verde y/o sus derivados al 2030 y cuatro veces esa cantidad para el 2040.

Como gran novedad, uno de los aspectos destacados de la ley es que la SNE además será la encargada de expedir o cancelar los permisos necesarios para el desarrollo industrial del hidrógeno verde. Esto incluye la inversión, desarrollo, implementación, producción, importación de equipos y tecnología, almacenamiento, transporte y comercialización en todo el territorio nacional.

El anteproyecto también establece que los permisos otorgados por la SNE permitirán a los poseedores construir, instalar y operar plantas de generación de hidrógeno verde, brindando un marco legal que facilitará el desarrollo de esta industria emergente.

Estas disposiciones que evitan hacer mención de la Autoridad de los Servicios Públicos (ASEP) como parte del proceso de permisología para proyectos de hidrógeno, buscarían simplificar los pasos burocráticos y atraer inversión tanto nacional como extranjera, fomentando el crecimiento de la industria del hidrógeno verde en Panamá.

Aquello es prioritario. De hecho, mediante uno de sus artículos se declararía de interés nacional la producción e industrialización del hidrógeno verde, así como la generación y cogeneración de energía eléctrica a partir de este recurso.

Además, las empresas de capital nacional o extranjero que promuevan la producción, comercialización y uso de hidrógeno verde podrán beneficiarse de incentivos establecidos en la Ley 76 de 2009, que dicta medidas para el fomento y desarrollo de la industria. Esta medida es un aliciente adicional para atraer a inversores y fomentar el crecimiento de un sector que promete ser clave para la transición energética del país.

Para asegurar que el desarrollo de esta nueva industria se realice de manera segura y responsable, el anteproyecto de ley también contempla condiciones para el manejo y la seguridad del hidrógeno verde, requisitos que serían establecidos nuevamente por la Secretaría Nacional de Energía pero en coordinación con otras entidades, como el Cuerpo de Bomberos de la República de Panamá.

Lo que sigue 

Tras haberse realizado el prohijamiento y la aprobación en primer debate, esta propuesta legislativa deberá seguir avanzando en la Asamblea Nacional en un segundo debate y hasta un tercero para llegar a su promulgación.

Posteriormente, el Órgano Ejecutivo tiene un plazo de 150 días, a partir de la entrada en vigencia de la ley, para reglamentarla, lo que permitirá la pronta implementación de este marco regulatorio.

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USD 7,249 millones: Guatemala puede dar un salto en inversiones para el sector eléctrico

Guatemala atraviesa un momento en el que debe tomar acciones decisivas para modernizar y expandir la infraestructura de transmisión y generación del país. De acuerdo con el presidente del Consejo de la Industria Eléctrica (CIE), Paulo Parra, “es esencial implementar de forma ágil nueva infraestructura eléctrica en toda la cadena de Guatemala”.

Según un estudio de Deloitte requerido por el CIE, Guatemala necesitará cubrir 18.3 TWh al año 2043 bajo un escenario de crecimiento medio del 3.5% anual. Esto implica un incremento del 37% en comparación con el consumo actual. Para lograrlo, se requerirán inversiones de alrededor de 7,249 MMUSD en las próximas dos décadas. La mayor parte de estas inversiones, 5,800 MMUSD , se deberían destinar a la generación eléctrica, mientras que 1,449 MMUSD se tendrían que orientar a la transmisión.

Durante su participación en el evento SER de la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER), Paulo Parra destacó que Guatemala presenta condiciones macroeconómicas, estabilidad de su marco regulatorio y tasa de cambio favorables para atraer estas inversiones.

“Lo bueno de toda esta capacidad es que sí hay mucho interés en invertir en Guatemala”, sostuvo, agregando que la estructura del mercado energético permite que estas inversiones se realicen sin recurrir a fondos públicos. Ahora bien, alcanzar este desarrollo requerirá del acompañamiento del Gobierno, especialmente para garantizar la certeza jurídica y la estabilidad de las inversiones.

Revertir la situación energética actual con nuevas inversiones

Durante el primer semestre de 2024, Guatemala enfrentó una situación crítica que motivó la declaración de estado de emergencia energética. Este escenario evidenció las limitaciones de la infraestructura de generación y transmisión eléctrica del país, poniendo de manifiesto la urgente necesidad de nuevas inversiones.

Aunque Guatemala fue en su momento un importante exportador de energía, la realidad actual es diferente. Al cierre de 2023, las importaciones superaron en un 70% a las exportaciones, representando el 12.5% de la demanda total del país. Esto se debe a un crecimiento casi nulo en la capacidad instalada de generación durante los últimos 10 años, y un crecimiento anual del 1.2% en infraestructura de transmisión entre 2016 y 2023, mientras que la demanda creció a un ritmo del 4% anual.

La falta de oferta ha ejercido presión en los precios del mercado spot, con un incremento del 67% en el precio promedio entre 2019 y 2023. Aunque las tarifas para usuarios regulados se han mantenido estables, el alza en los costos de producción afecta la competitividad del sector industrial y la capacidad adquisitiva de los consumidores. Esta situación pone de relieve la necesidad de promover nuevos proyectos para revertir la situación y asegurar un suministro estable y asequible a largo plazo.

“El 2024 creo que ha sido un año de convencimiento, un año de muchos análisis y también un año de planeación, sería genial que a partir de 2025 todo ese análisis, convencimiento y planeación se empiece a transformar en inversiones eléctricas”, consideró el presidente del CIE.

Prioridades para la sostenibilidad del sector

Paulo Parra subrayó la importancia de proteger la capacidad instalada actual y de asegurar la máxima disponibilidad de las plantas operativas. “Guatemala no se puede dar el lujo de perder capacidad instalada”, advirtió, en medio de su ponencia en el evento de AGER. A la par, es fundamental resolver la conflictividad social que ha detenido la finalización principalmente de proyectos de transmisión pero también de generación. “No necesariamente es problemática de si se hace la licitación, sino también de como país y Nación acompañamos la ejecución de esos proyectos”, señaló Parra al respecto.

Como próximo paso, el desarrollo de infraestructura de transmisión es clave para conectar las zonas de alta demanda con las que tiene alto potencial de generación. Asimismo, el referente del CIE observó que se requiere acelerar los procesos de licitación, como la PEG 5, y mejorar los incentivos para asegurar la capacidad despachable y la estabilidad del sistema.

Parra también instó a apoyar iniciativas de financiamiento para ampliar la cobertura eléctrica y facilitar la ejecución de proyectos de transmisión por iniciativa privada y a partir de las licitaciones PET, destacando en la actualidad la gran oportunidad de aprovechar el papel del INDE y el crédito de 120 millones del BID para disminuir las brechas de acceso al servicio eléctrico.

Finalmente, el presidente del Consejo de la Industria Eléctrica (CIE) llamó a simplificar los trámites administrativos para la obtención de permisos y licencias, un aspecto que, según Parra, retrasa más los proyectos que la propia ejecución de obras.

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Solar Steel lanza el TracSmarT+2V Compact, asegurando el seguidor solar 2P más seguro y confiable del mercado

Gonvarri Solar Steel presenta con orgullo el TracSmarT+2V Compact, una solución avanzada de seguidor solar diseñada para establecer nuevos estándares de seguridad, confiabilidad y eficiencia en el sector fotovoltaico. Este innovador seguidor solar 2P mejora significativamente la estabilidad estructural y el rendimiento en condiciones adversas, ofreciendo mejoras clave que satisfacen las demandas más exigentes de la industria.

Una característica destacada del TracSmarT+2V Compact es su mayor estabilidad dinámica frente a eventos de viento, con una nueva posición de protección de 55º que asegura la estabilidad del sistema incluso en pendientes de terreno variables.

Combinado con el doble de frecuencia natural en comparación con los seguidores 2P tradicionales, ofrece una protección robusta contra ráfagas de viento. El diseño también ha sido optimizado para mitigar los efectos de la no linealidad geométrica a través de su tamaño de cuerda, alta rigidez y baja deformación torsional, lo que mejora aún más la confiabilidad del sistema.

Con su tamaño compacto, es el más pequeño en su clase, lo que reduce las cargas de viento sobre la estructura y minimiza los requisitos de cimentación y los riesgos estructurales asociados. Además, el TracSmarT+2V Compact ofrece una ventaja sin precedentes: la misma posición de protección para viento, nieve y granizo, asegurando la integridad estructural durante eventos meteorológicos adversos combinados.

Montaje más rápido y sencillo

La simplicidad en el montaje del TracSmarT+2V Compact es otra ventaja clave. Solar Steel ha reducido la cantidad de componentes necesarios, incorporando partes preensambladas como las cabezas giratorias y los sistemas secundarios, junto con un sistema de accionamiento de un solo punto que elimina la necesidad de sistemas de transmisión adicionales. El sistema también elimina los sistemas de amortiguación y las conexiones de tubos, acelerando aún más el despliegue del seguidor.

El proceso de alineación se ha simplificado a solo tres pilotes clave, lo que reduce tanto el tiempo como los costos operativos. La opción de montaje industrializado de mesas permite ensamblar toda la sección aérea (tubos, piezas secundarias y módulos), mejorando la seguridad y eficiencia en el campo.

Optimización del LCOE y reducción de obras civiles

El TracSmarT+2V Compact impacta positivamente en la rentabilidad del proyecto. Su diseño compacto permite una mayor densidad de potencia en distribuciones irregulares, lo que habilita hasta un 5% más de capacidad instalada en el mismo espacio. Además, su flexibilidad para adaptarse a terrenos inclinados o naturalmente irregulares ayuda a reducir los movimientos de tierra en hasta un 30%, lo que conduce a menores costos de ingeniería civil.

Con estas innovaciones, Solar Steel refuerza su compromiso con el sector fotovoltaico al ofrecer una solución que mejora el LCOE del proyecto, acelera y asegura el montaje, y promete transformar la industria con su combinación única de innovación confiable.

Sobre Gonvarri Solar Steel

Gonvarri Solar Steel es una división de Gonvarri Industries, especializada en el diseño y fabricación de seguidores solares y estructuras fijas para el sector de la energía fotovoltaica, con más de 22 GW suministrados en más de 45 países en todo el mundo. A lo largo de su trayectoria, Gonvarri Solar Steel se ha enfocado en ofrecer soluciones integrales adaptadas a las necesidades específicas de productos y servicios de sus clientes.

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Los módulos N-type de DAS Solar ofrecen un rendimiento superior con la tecnología TOPCon 4.0 Plus

DAS Solar, líder en tecnología fotovoltaica de tipo N, ha priorizado el camino de la investigación y desarrollo (I+D) desde sus inicios, aumentando de forma constante sus inversiones en tecnología. La compañía ha recibido varias certificaciones, incluyendo la certificación del laboratorio CNAS, TÜV Süd TMP y TÜV Nord CTF2, lo que refleja el reconocimiento global de la capacidad de pruebas, el sistema de gestión, el entorno, la cualificación del personal y el hardware del laboratorio fotovoltaico de DAS Solar.

Con su reciente inclusión en el informe de 2024 Kiwa PVEL PV Module Reliability Scorecard y el título de «PQP Top Performer», DAS Solar reafirma su liderazgo en la tecnología N-type. En las pruebas PQP, los módulos de vidrio dual de tipo N de la compañía superaron rigurosas evaluaciones, incluyendo 600 ciclos térmicos, 2,000 horas de prueba de calor húmedo, 192 horas de prueba PID y pruebas de carga mecánica dinámica, demostrando su capacidad superior de generación de energía y adaptabilidad a climas extremos, lo que les valió el título de Top Performer en cinco pruebas.

Con la tecnología TOPCon 4.0 Plus desarrollada de manera independiente, los módulos de tipo N de DAS Solar logran una eficiencia de producción masiva de hasta el 26.6%, con una potencia que varía entre 430W y 715W. En una planta de energía en Qinghai, los módulos N-type superaron a los módulos de tipo P, obteniendo una ganancia de generación de energía promedio del 6.59%.

Gracias a conceptos de diseño avanzados y a la selección de materiales, se logró una mayor eficiencia en la generación bifacial, coeficientes de temperatura optimizados, mayor resistencia al riesgo de microfisuras y menor LID, lo que reduce los BOS del sistema y el LCOE, garantizando beneficios a largo plazo para los clientes.

Versatilidad y rendimiento superior en condiciones extremas

Los módulos N-type de DAS Solar son altamente versátiles, capaces de adaptarse a una amplia gama de escenarios de aplicación. A medida que crece la demanda de sistemas fotovoltaicos y los entornos de instalación se vuelven más complejos, estos módulos han demostrado su fiabilidad en una variedad de entornos, incluidos desiertos, zonas urbanas y sistemas fotovoltaicos flotantes.

En cuanto al rendimiento en altas temperaturas, las celdas TOPCon de tipo N de DAS Solar han mostrado capacidades excepcionales de generación de energía con un voltaje de circuito abierto que alcanza los 742mV y un coeficiente de temperatura de -0.28%/°C. Las pruebas han confirmado que estos módulos operan a temperaturas 1.6°C más bajas que los módulos de tipo P, mejorando significativamente la producción de energía. En una planta de energía en Hainan, los módulos de tipo N lograron una ganancia de generación del 4.41% en comparación con los módulos de tipo P, demostrando el rendimiento superior de la tecnología N-type.

Rendimiento en entornos extremos

Los módulos de DAS Solar también sobresalen en entornos extremos, desde el calor del desierto hasta climas húmedos en el sur. Gracias a su resistencia mejorada a altas temperaturas, baja atenuación, coeficiente de temperatura bajo y excelente resistencia a cargas, los módulos son capaces de soportar completamente entornos calientes, ventosos y arenosos. En las pruebas de resistencia a la humedad, los módulos de tipo N de DAS Solar demostraron un excelente rendimiento de aislamiento bajo un voltaje de 1500V CC, sin degradación del aislamiento ni daños en la superficie. Al enfrentarse a condiciones climáticas extremas, como nieve, alta humedad y temperaturas extremas, los módulos mantuvieron su estabilidad y salida de potencia, lo que demuestra su resiliencia.

Además, DAS Solar realiza pruebas de impacto con granizo de 35 mm en sus módulos para evaluar su resistencia durante todo el ciclo de vida. Después de 11 pruebas de impacto, la degradación de la potencia de los módulos fue solo de aproximadamente 0.07%, muy por debajo del estándar IEC del 5%, lo que demuestra que los módulos de DAS Solar pueden soportar condiciones climáticas extremas manteniendo un rendimiento estable.

Mirando al futuro

DAS Solar sigue comprometido con el liderazgo tecnológico y el valor para el cliente. Al adherirse a estrictos controles de calidad y principios de manufactura eficiente, la compañía continuará proporcionando soluciones energéticas verdes de alta calidad, eficientes y confiables, contribuyendo al desarrollo sostenible de la industria.

 

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Canadian Solar entregará soluciones de almacenamiento de energía al proyecto Huatacondo en Chile

La firma e-STORAGE, subsidiaria de Canadian Solar, ha conseguido un contrato EPC llave en mano para suministrar un sistema de almacenamiento de energía en batería (BESS) de CC de 98 MW/312 MWh al proyecto Huatacondo en Chile. El proyecto, desarrollado por Sojitz Corporation y Shikoku Electric Power Co., Inc. a través de su filial AustrianSolar Chile Cuatro SpA (“ASC4”), comenzará a construirse en el primer trimestre de 2025.

e-STORAGE proporcionará e integrará su avanzada solución de almacenamiento de energía SolBank 3.0 para el proyecto. Según el contrato EPC, e-STORAGE gestionará toda la infraestructura civil, mecánica y eléctrica del proyecto.

Toshinori Kawahara, director general de ASC4, comentó: “La construcción de nuestro proyecto de almacenamiento de energía es un hito importante para ASC4. Estamos muy contentos de poder contribuir a un suministro estable de electricidad en el norte de Chile”.

Colin Parkin, presidente de e-STORAGE, declaró: “Nos complace ampliar nuestra experiencia en almacenamiento de energía mediante la ejecución de nuestro primer gran proyecto en Chile, apoyando el ambicioso objetivo del gobierno de obtener el 70% de su electricidad de fuentes renovables para 2050. Este nuevo proyecto BESS en la Región de Tarapacá de Chile amplía nuestro portafolio global, reforzando nuestro compromiso de ofrecer soluciones energéticas confiables y de alto rendimiento en todo el mundo”.

SolBank 3.0 de e-STORAGE ofrece un rendimiento y seguridad excepcionales, con celdas LFP de alta densidad, BMS avanzado y un innovador TMS de refrigeración líquida. Su diseño compacto y su alta capacidad de más de 5 MWh por contenedor de 20 pies optimizan el uso del suelo y reducen los costos. El SolBank 3.0 cuenta con un grado de protección IP55, lo que lo hace resistente al viento y la lluvia, asegurando un funcionamiento confiable en el clima andino. La capacidad del SolBank 3.0 para funcionar eficazmente en un amplio espectro de temperaturas mejora aún más su durabilidad, lo que lo convierte en una solución ideal para entornos exigentes.

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Milei se posiciona contra la Agenda 2030 y enciende alertas en el sector renovable de Argentina

El presidente de Argentina, Javier Milei, se posicionó en contra de la Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible durante la 79° Asamblea General de la Organización de las Naciones Unidas (ONU) que se celebró días atrás en la ciudad de Nueva York. 

El principal referente de La Libertad Avanza argumentó que el plan aprobado en 2015 “fracasó” y acusó al organismo internacional de «socialista» y de haber tomado medidas de «izquierda» que provocaron «un rumbo trágico; por lo que adelantó que Argentina abandonará la “posición histórica de neutralidad” para estar a la vanguardia “de la lucha en defensa de la libertad” e invitó a todos los países a abandonar el Pacto del Futuro para “abrazar la Agenda de la Libertad” que impulsa su gobierno de derecha.

“Aunque bienintencionada en sus metas, es un programa de gobierno supranacional de corte socialista, que pretende resolver los problemas de la modernidad con soluciones que atentan con la soberanía de los Estados-nación y violentan el derecho a la vida, a la libertad y a la propiedad de las personas”.

“La respuesta debería ser preguntarnos si no fue un programa mal concebido de inicio, aceptar esa realidad y cambiar el rumbo. No se puede pretender persistir en el error redoblando la apuesta de una agenda que ha fracasado”, agregó. 

Estas declaraciones despertaron las alertas dentro del sector energético renovable de Argentina, considerando que uno de los 17 Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) – establecidos en 2015 – plantea la meta de «garantizar el acceso a una energía asequible, segura, sostenible y moderna para todos». 

Es decir que busca disminuir la contaminación a causa de las energías fósiles y la ineficacia de los gobiernos para implementar energías limpias y renovables., a la par de brindar acceso a fuentes de energía modernas y sostenibles, no solo para hacer frente al cambio climático, sino también para el crecimiento económico de los países.3​

A la postura del presidente argentino frente a la ONU, se debe añadir que el mandatario argentino en reiteradas oportunidades negó que el cambio climático existiera y señaló que dicha temática es «una mentira del socialismo», a tal punto que eliminó el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible una vez asumió el gobierno. 

“Es bastante disparatado lo que planteó Milei, pero hay que entender que es parte de una movida global, que algunos llaman “nueva derecha”, que rechaza todos los avances que ha ido dando el capitalismo moderno. Eso incluye el rechazo a la agenda climática y el desarrollo sostenible. Es una idea regresiva y que ubica a la Argentina en un lugar extraño, a contrapelo de la conversación global”, opinó Juan Carlos Villalonga, presidente de GLOBE International, al ser consultado por Energía Estratégica..   

“No cumplir los ODS significa una mirada defectuosa del desarrollo, que nos coloca fuera de la agenda de países como la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE – integrada por 38 Estados); sumado a que representa que nos retiramos de la conversación internacional y quedamos aislados. Lamentablemente, es una movida que se viene gestando desde hace tiempo en nuestro país con los discursos “anti Agenda 2030”, añadió quien también fue diputado nacional entre 2015 y 2019. 

Además, el discurso negacionista de Milei también llegó pocos meses antes de que se realice una nueva Conferencia de las Partes (COP) en la ciudad de Bakú (Azerbaiyán), un año después de que Argentina,  en la pasada COP 28 de Dubai (Emiratos Árabes Unidos), adhiriera la declaración para duplicar las acciones de eficiencia energética y triplicar las energías renovables, en pos de alcanzar los 11000 GW a 2030 a nivel mundial, 

Hecho que también podría impactar negativamente en el sector y poner en jaque las inversiones presentes y futuras destinadas a la transición energética hacia fuentes más limpias y renovables en el país. 

“Todos los organismos de cooperación multilateral y bancos de desarrollo direccionan sus objetivos de financiamiento con los ODS. Por lo que realmente espero que no hayan tomado muy en serio lo dicho por Milei, porque si así fuera, estamos fritos”, subrayó Villalonga. 

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Uruguay recibirá dos millones de euros de aportes de la Unión Europea para fortalecer la economía del hidrógeno

La Unión Europea (UE) y el Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) de Uruguay firmaron una declaración de intenciones para un aporte de 2.000.000 €, no reembolsables, para el avance del hidrógeno verde en el país. 

La iniciativa se enmarca bajo el programa Euroclima de la UE y tiene el objetivo de fortalecer la generación de capacidades que demandará la producción del H2V, apoyar la adecuación y ampliación del marco normativo actual e implementar un plan de difusión y diálogo ciudadano, entre otros fines.

“Queremos construir una economía del hidrógeno que estimule el crecimiento económico y de empleos. Por lo que las inversiones se destinarán a la fabricación, instalación y mantenimiento de productoras de H2 y electrolizadores”, afirmó Kadri Simson, comisaria de Energía de la Unión Europea. 

“La transición hacia energías limpias y renovables necesita una red de asociaciones, especialmente para el hidrógeno, porque sino quedaremos muy expuestos a la volatilidad de los precios (…) Y muchos países europeos ya estiman que necesitarán más H2 de lo que podrán producir, sumado a que Uruguay está preparado para convertirse en un productor líder de hidrógeno verde y sus derivados”, agregó. 

Mientras que la ministra de Industria, Energía y Minería de Uruguay, Elisa Facio, destacó el impulso del país en el proceso de la descarbonización e hizo hincapié en los memorándum de entendimientos que el país firmó a lo largo de los últimos años, como también en Hoja de Ruta de Hidrógeno Verde. 

Dicha hoja de ruta fue presentada –en su primera versión– en junio del 2022 y aprobada oficialmente en agosto del 2024; por lo que la versión final del documento proyecta que se requerirá la instalación de aproximadamente 18 GW de capacidad renovable y 9 GW en electrolizadores al 2040

De esos 18 GW renovables, el gobierno de Uruguay se planteó que 9 GW provengan de energía solar y otros 9 GW eólicos, vinculados al uso del espacio de la tierra y para que exista razonabilidad en el uso de otras actividades en el territorio y otras situaciones a nivel nacional. 

Mientras que los costos nivelados de producción estimados al 2030 permitirían que Uruguay sea competitivo, ya que se ubicaría entre 1,2 y 1,4 USD/kgH2 en la región oeste y de entre 1,3 y 1,5 USD/kgH2 en la región este del país, para una escala superior a 500 MW. 

“La producción de hidrógeno limpio es una gran oportunidad para el país, a tal punto que se prevén inversiones por USD 18000 millones hasta el año 2040, lo que permitirá crear más de 30.000 puestos de trabajo”, aseguró Facio durante un evento. 

“A comienzos del 2024, el país inició un estudio sobre la optimización de las infraestructuras energéticas y logísticas para el desarrollo de la economía del hidrógeno verde, con el que será necesario elaborar un plan estratégico para el desarrollo del sistema propuesto”, complementó. 

A ello se debe añadir que ya se anunció que existen cuatro proyectos de hidrógeno verde en desarrollo: dos en modalidad de plan piloto y dos de exportación, en fase de estudio de viabilidad y de análisis detallado antes de informar las inversiones concretas a realizarse. 

Por lo que desde el gobierno esperan estar a la vanguardia en la región y confían que los dos primeros proyectos comiencen a producir a fines de 2025, mientras que la primera etapa de los otros dos esté en marcha para el año 2029.

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Comercializadores subrayan la importancia de que el nuevo gobierno cumpla con las reglas vigentes del sector eléctrico

El pasado primero de octubre la doctora Claudia Sheinbaum Pardo asumió el cargo de presidenta de los Estados Unidos Mexicanos. “Tengan la certeza que las inversiones de accionistas nacionales y extranjeros están seguras en el país”, expresó Sheinbaum, durante su primer mensaje como titular del poder ejecutivo. 

Aquel pronunciamiento fue bien recibido por la iniciativa privada. Entre ellos, Francisco Granados, director general de la Asociación de Comercializadores de Energía (ACE), aseguró que “este mensaje de nuestra presidenta empieza a tener mucha relevancia hacia el futuro que vamos a tener en este sector”.

Además, el directivo del ACE valoró como positivo que dentro de las primeras 100 acciones de gobierno, la presidenta haya considerado varias para el desarrollo del sector energético y en particular para el sector eléctrico. Sin embargo, subrayó la necesidad de que no haya cambios en materia legal y regulatoria. 

Durante su participación en un evento organizado por la Asociación Iberoamericana de Comercio de Energía (AICE), Francisco Granados recordó que el marco legal actual tiene sus raíces en la reforma constitucional de 2013 y se consolidó con la publicación de la Ley de la Industria Eléctrica en 2014, junto con sus reglamentos y las bases del mercado eléctrico en 2015. Según el directivo, este marco permitió un gran desarrollo del sector, que podría continuar si no se modifica. 

“Bajo este esquema en México se han desarrollado alrededor de 89,000 MW y su correspondiente inversión. En los próximos 15 años, necesitaremos de 93,000 MW más; es decir, desarrollar casi otro sistema eléctrico como el que hoy tenemos en México”, explicó Granados.

El crecimiento sostenible del mercado eléctrico, que hoy cuenta con 48.2 millones de usuarios finales y 1,200 usuarios calificados o libres, depende del cumplimiento de las reglas existentes, según el representante de Comercializadores

Por ello, en lugar de explorar nuevas opciones, la prioridad para el sector debería ser la aplicación rigurosa de la normativa vigente. “Antes de empezar a revisar si tenemos que implementar nuevos modelos, lo que tenemos que hacer en México es que se cumplan las leyes, los reglamentos y las bases del mercado que en este momento ya existen”, sostuvo.

El director general de la ACE también dio a entender que la reforma promovida por la administración saliente no debiera darse a lugar y enfatizó las deficiencias regulatorias que se vivieron durante aquel sexenio, lo cual afectó la certeza jurídica y el desarrollo del sector eléctrico. Desde su experiencia en comercialización aseguró que a pesar de contar con manuales y mecanismos regulatorios, en algunos periodos no se respetaron los lineamientos establecidos. Esto, afirmó, se tradujo en una falta de confianza por parte de los actores del mercado.

Transparencia en el sector eléctrico 

El directivo compartió la esperanza de que con una nueva administración en el gobierno no sólo se vuelva a garantizar la certeza jurídica sino también la transparencia en el acceso a la información.

Granados señaló que un elemento clave para el desarrollo del mercado eléctrico es la publicación de indicadores y datos relevantes, los cuales han estado ausentes en los últimos años. 

De allí, hizo hincapié en la importancia de la vigilancia del mercado por parte de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y el Monitor Independiente del Mercado, lamentándose de que el último reporte del Monitor se haya emitido en el año 2020.

Por eso, insistió: “Lo que estamos buscando es que se ejerza a cabalidad todo el marco legal y regulatorio ya establecido”.

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Alexandre Silveira anuncia inversiones de R$ 6000 millones para descarbonizar la industria a través de hubs de hidrógeno

El ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, anunció la disponibilidad de alrededor de R$ 6000 millones en inversiones para la descarbonización de la industria nacional a través de polos de hidrógeno. La iniciativa está en asociación con los Fondos de Inversión Climática (CIF). El fondo internacional proporcionará financiación de bajo coste para impulsar proyectos en el sector. El anuncio fue hecho en una reunión paralela de la Misión Ministerial de Energía Limpia e Innovación (CEM-MI, por sus siglas en inglés), en Foz do Iguaçu (PR).

Silveira destacó la importancia de otra asociación internacional, esta vez con el Reino Unido, por lo que se abrirá convocatoria pública para recibir proyectos de hidrógeno bajo en carbono.

“Esta acción es parte fundamental del Programa Nacional de Hidrógeno (PNH2), y está alineada con nuestro plan de trabajo trienal 2023-2025. Queremos consolidar polos de hidrógeno de bajas emisiones en Brasil hasta 2035, aprovechando nuestra gran riqueza de productos energéticos y la creatividad de nuestro sector industrial”, afirmó el ministro.

Según el ministro, los hubs servirán para integrar las etapas de producción, almacenamiento y transporte, conectando diferentes sectores de la economía. “La estructuración de estos hubs nos permitirá satisfacer no sólo la demanda local, sino también convertirnos en un país competitivo en el escenario global del hidrógeno”, concluyó el ministro.

La convocatoria pública busca soluciones que cumplan con los criterios de elegibilidad, alineadas con los objetivos de los CIF y enfocadas en la descarbonización de sectores industriales de difícil abatimiento. Las propuestas seleccionadas podrán tener la oportunidad de formar parte del plan de inversiones de Brasil para acceder a financiamiento, que podría abarcar desde proyectos de ingeniería hasta la adquisición de equipos y capital de trabajo.

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La CREG expide nuevas medidas para asegurar un abastecimiento confiable de energía eléctrica

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) ha adelantado múltiples acciones que fortalecerán la seguridad energética en el corto y mediano plazo, impulsando la recuperación de los embalses.

Estas medidas regulatorias abordan de manera proactiva diversos aspectos, buscando garantizar un suministro confiable y estable, incluso en momentos de alta demanda y bajos aportes hídricos en el Sistema Interconectado Nacional.

La primera medida para apoyar la recuperación de los embalses consiste en establecer reglas para que los usuarios puedan ofertar, de manera transitoria, desconexiones de demanda en el mercado de energía.

Estas reglas comenzaron a aplicarse el viernes pasado, permitiendo que los usuarios, a través de su comercializador, ofrezcan la cantidad de energía que reducirán cada día de la semana siguiente.

Este procedimiento se repetirá hasta el 2 de noviembre de 2024, con posibilidad de extenderlo un mes más, mientras la Comisión de Regulación concluye los análisis del mecanismo propuesto en el Proyecto de Resolución 701 054 de 2024, que tiene vocación de permanencia.

La segunda acción de la Comisión de Regulación es facilitar la activación de mecanismos complementarios para asegurar la confiabilidad del suministro de energía.

Estos mecanismos están diseñados para apoyar la recuperación de los embalses mediante la activación de generación térmica, que los modelos energéticos del operador del sistema identifican como necesaria y eficiente. Este conjunto de reglas, creado en 2014, se ha actualizado varias veces, siempre para asegurar un suministro de energía confiable.

En línea con ello, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) y el Ministerio de Minas y Energía activaron el mecanismo para el sostenimiento de la confiabilidad energética en el marco de la Resolución CREG 026 de 2014, teniendo en cuenta los informes realizados por el Centro Nacional de Despacho y el Consejo Nacional de Operación.

También, para mejorar la disponibilidad de energía, se aprovechará la capacidad de las plantas de generación que aún no están registradas en el mercado, mediante la implementación de procedimientos rápidos, por medio de la aplicación de la Resolución CREG 101 053 de 2024.

Esto permitirá utilizar fuentes de energías adicionales, distintas a las hidroeléctricas con embalse, facilitando que estas últimas conserven más agua.

Además, se simplificarán los requisitos técnicos para las plantas que están próximas a operar, de modo que puedan aportar su energía disponible de forma segura, sin afectar la estabilidad del sistema eléctrico.

Simultáneamente a las medidas para incrementar la oferta de energía, se busca que los grandes usuarios conectados al Sistema de Transmisión Nacional optimicen su consumo.

Esto se logra flexibilizando el compromiso mínimo de consumo que estos usuarios tienen con la red, el cual está respaldado por una garantía.

Al reducir su consumo de energía, se disminuye la presión sobre el sistema y la necesidad de generar más energía. Esta reducción en la demanda también ayuda a conservar más recursos hídricos en los embalses. Mediante la Resolución CREG 101 052 de 2024 se dan instrucciones para la actualización técnica de variables claves utilizadas para medir los niveles de los embalses y su estado de operación.

Esta actualización permite, por ejemplo, identificar cuáles embalses deben ser priorizados para conservar agua y usarse en el futuro, o cuáles están cerca de su nivel mínimo que garantiza la entrega de energía firme de las plantas hidráulicas sin comprometer su operación.

Finalmente, la Comisión de Regulación está preparando reglas para mitigar los posibles impactos de las condiciones hidrológicas atípicas de esta temporada de invierno sobre los precios de la energía que se trasladan a los usuarios.

Estas medidas buscan reducir la cantidad de energía que se debe transar en la bolsa en momentos de alta volatilidad en los precios. Las reglas permitirán que los comercializadores negocien contratos de hasta un año con un precio máximo establecido, para proteger a los usuarios ante posibles fluctuaciones en los precios de la energía.

El director de la CREG, Antonio Jiménez, afirmó: «Con estas medidas, esperamos elevar el nivel de los embalses por encima de la senda de referencia para garantizar un abastecimiento confiable de energía durante el próximo verano. Continuaremos implementando todas las acciones necesarias para asegurar este objetivo».

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Certifican a la primera generación de Gestores Energéticos de Chile

Nuevamente la región más austral de Chile marca un precedente a nivel nacional al formalizar, en el marco de la Ley 21.305 de Eficiencia Energética, a la primera generación de Gestores Energéticos de Chile, quienes esta semana, en el auditorio Ernesto Licavic de la Universidad de Magallanes, recibieron el diploma que certifica sus competencias en el área.

En este contexto, es que el seremi de Energía de Magallanes, Sergio Cuitiño, junto a su par de Trabajo, Doris Sandoval; la Coordinadora Regional de ChileValora, Marilyn Cárdenas, y Boris Aguilera, Gerente General de Fulcro -el centro certificador autorizado- acompañaron en la ceremonia de entrega de diplomas a los 17 nuevos -y primeros- Gestores Energéticos del país; donde además destaca, la primera mujer en obtenerlo.

Al respecto, el titular regional de Energía indicó que esta certificación tiene una mirada estratégica hacia el futuro, alineado con compromiso de la carbono neutralidad al año 2050 mediante el cumplimiento de la política energética nacional, como también de Eficiencia Energética y sus objetivos de reducción de emisiones de GEI y gestión de la energía a nivel de grandes consumidores.

“Nuestro país y nuestra región tienen grandes desafíos y oportunidades en términos energéticos, como lo es el desarrollo de la industria del hidrógeno verde, que puede traer importantes beneficios”, plantea.  

“Entre ellos están los beneficios de la independencia energética, los del desarrollo económico, que robustecen nuestra economía nacional y local, contribuyendo además con un producto idóneo para la crisis climática que enfrentamos a nivel global; todo lo anterior tiene que realizarse cumpliendo con la normativa nacional, brindándole garantías al sector empresarial, al Estado y, por sobre todo, a la sociedad, mejorando la calidad de vida de todos los habitantes de este país y de esta región”, aseguró Cuitiño.

Y agregó: “sin duda que el logro de certificación que hoy se está otorgando, lo tomamos como propio, toda vez que, como región nos vuelve a ubicar como la primera del país en formalizar a los primeros Gestores Energéticos de Chile, quienes a partir de sus competencias y experiencia aportarán los conocimientos para operar y mantener un sistema de gestión de energía en el marco de la Ley N° 21.305, sobre Eficiencia Energética”, dijo Cuitiño, quien agradeció el trabajo del Sence Magallanes y ChileValora para seguir impulsando la certificación de competencias laborales, “que en definitiva, se traducirán en mayores y mejores oportunidades laborales”, precisó.  

Por su parte, la Coordinadora Regional de ChileValora, Marilyn Cárdenas, sostuvo que para su institución “es muy importante apoyar a que la transición energética pueda incorporar mayores empleos, pero con una generación de nuevas competencias que permitan que la fuerza laboral se incremente en proporción al desarrollo de la industria energética”.

Según Cárdenas, ChileValora ha estado trabajando de la mano con el Ministerio de Energía “no sólo en impulsar más procesos de certificación, sino también en la creación de nuevos perfiles ocupacionales que permitan continuar profesionalizando las actividades energéticas”.

VALORAN CERTIFICACIÓN

A nombre de los certificados habló Gonzalo Mitrovich, Capitán de Navío y Administrador de Asmar Magallanes, quien expresó que la certificación del perfil de Gestor Energético “es un reconocimiento a nuestro desarrollo profesional, que nos incentiva a seguir perfeccionándonos; y a su vez, también es un reconocimiento a nuestras familias, por el apoyo que nos han brindado para que nosotros podamos estudiar, en desmedro del tiempo para compartir con ellos y así crecer profesionalmente”, aseguró añadiendo que la certificación -la primera a nivel nacional- “nos plantea un tremendo desafío a contribuir al cuidado de nuestro planeta, en una región donde se proyecta la industria del hidrógeno verde y proyectos de energías limpias, por lo cual este certificado es una herramienta potente para contribuir a lograr la meta de la carbono neutralidad al 2050 y aportar al desarrollo de nuestra región y del país en forma sostenible”.

Finalmente, Mitrovich agradeció a ChileValora y a Fulcro por la oportunidad otorgada para certificarlos y validar sus competencias como Gestores Energéticos.

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Argentina anticipa un nuevo mecanismo para inversiones en transmisión «antes de fin de año»: ¿licitación en puerta?

El secretario de Coordinación de Energía y Minería de Argentina, Daniel González, confirmó que el gobierno prepara un nuevo mecanismo para la expansión de las redes de transmisión y solucionar uno de los principales cuellos de botella para la implementación de las energías renovables en el país. 

“Antes de fin de año debemos salir con una propuesta concreta, que probablemente sea una licitación, sobre soluciones que no son de cortísimo plazo pero que por lo menos muestran que la rueda empieza a moverse nuevamente”, aseguró durante un evento. 

“El año pasado se publicó la Resolución SE 507/2023, donde sentí un consenso grande sobre lo que debemos hacer, pero la gran duda es cómo lo llevamos a cabo y quién lo paga. Pero está claro que el Estado no lo paga más, por lo que la pregunta es cómo generar condiciones para que se haga lo más rápido y eficiente posible, y que el sector privado sienta que tiene suficientes certezas para ir adelante”, agregó. 

Estas declaraciones llegaron inmediatamente después de que la Secretaría de Energía de Argentina publicase el “Plan de Contingencia y Previsión para meses críticos del período 2024/2026”, que tiene el objetivo de reducir o mitigar la crisis del sistema eléctrico ante la falta de reservas de potencia; y entre las que se distinguen medidas para acelerar obras de transmisión ya en marcha y con un grado significativo de avance. 

Pero la Res 507/2023 a la González hizo referencia fue lanzada por la anterior gestión de gobierno, donde se aprobó un conjunto de ampliaciones de la red y readecuaciones de estaciones transformadoras existentes en el país

Tal es así que se incluyó un plan de expansión de MMUSD 6.945 para incorporar 3.550 MW para capacidad renovable, como también para garantizar la confiabilidad del SADI, como por ejemplo la LT Vivoratá – Plomer correspondiente al proyecto AMBA I, obra prioritaria de más de 500 kilómetros que iba a ser financiada por China pero que se mantuvo trabada por más de un año; o incluso la interconexión eléctrica Río Diamante – Charlone – O’Higgins de casi 487 km entre Buenos Aires y Mendoza.

Asimismo, se detalló el Plan Expansión del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal que contemplaba 4994,95 kilómetros de líneas y 79 nuevas estaciones transformadoras, por un total de inversión cercano a los MMUSD 3630 a lo largo de 17 jurisdicciones del país. 

Por lo que, a pesar del cambio de gestión, el actual Poder Ejecutivo podría darle continuidad a esos planes y obras consideradas de ejecución “necesaria”, como también a las manifestaciones de interés para gestionar y financiar ampliaciones en redes de alta tensión (presentadas ante CAMMESA hasta octubre del 2023) o las inversiones en transporte eléctrico que se hacen a través del Mercado a Término de Energías Renovables junto a proyectos de generación.

Aunque desde el gobierno ya anticiparon que para aquellas líneas desvinculadas del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), será necesario una regulación por parte de la Secretaría de Energía para reglar el derecho a la servidumbre de electroducto porque serán un servicio público, sino para abastecer una demanda o sector específico como pudiera ser la minería. 

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Cambios legales y normativos para sortear la crisis en Ecuador: ¿Qué oportunidades se abren para renovables?

El nuevo proyecto de ley urgente en materia económica enviado por el presidente Daniel Noboa a la Asamblea Nacional representa un cambio significativo en el sector energético de Ecuador.

Entre sus principales propuestas, busca aumentar a 100 MW la capacidad de generación de energía de proyectos de privados, con la intención de superar las restricciones impuestas por la Ley No Más Apagones, aprobada en enero de este año.

Esta iniciativa legislativa que tiene como nombre Ley Orgánica para Impulsar la Iniciativa Privada en la Transición a Energías Renovables responde a la grave crisis energética que enfrenta el país, caracterizada por frecuentes racionamientos eléctricos.

Eduardo Rosero Rhea, presidente de la Asociación Ecuatoriana de Energías Renovables y Eficiencia Energética (AEEREE), se refirió a esta «tormenta perfecta» para el sector durante su participación en un evento organizado por la Asociación Iberoamericana de Comercio de Energía (AICE).

Según Rosero Rhea, el desabastecimiento eléctrico ha generado una oportunidad única para replantear el marco regulatorio y normativo para fomentar las inversiones en nueva generación.

“En Ecuador estamos pasando una crisis energética bastante cruda, en la cual tenemos racionamientos de energía eléctrica por varias horas, dependiendo de la zona geográfica. Esto abre nuevas oportunidades para los esquemas regulatorios tanto de la Ley Orgánica de Servicio Público de Energía Eléctrica, el reglamento y las demás regulaciones”, explicó.

Una de las medidas clave del proyecto que presentó el ejecutivo nacional es permitir la participación privada en proyectos de hasta 100 MW (antes restringidos a 10 MW por la Ley No Más Apagones). Este cambio podría facilitar el desarrollo de proyectos de energía renovable para aliviar la crisis energética.

Otra de las reformas propuestas se enfoca en permitir a las distribuidoras eléctricas la compra directa de energía a través de contratos de compraventa a largo plazo (PPA), sin necesidad de un proceso público de selección o licitación, lo que dinamizaría el mercado.

“La reforma enviada a la Asamblea plantea que estos proyectos no deberían pasar por un esquema de proceso público de selección, sino que puedan ser otorgados por la necesidad de cobertura de esta crisis energética. Esto podría destrabar la situación en un plazo de unos dos meses”, apuntó Rosero Rhea.

El segmento de generación renovable distribuida también tendría novedades pero en materia regulatoria. La última resolución emitida por la Agencia de Regulación y Control de Electricidad (ARCONEL), ha facilitado la autogeneración y autoconsumo para clientes industriales mediante un sistema de compensación de net metering con liquidación mensual. Esta medida ha permitido a algunas empresas autogenerar la energía necesaria para sus operaciones en medio de la crisis actual.

Ahora bien, a pesar de estas reformas, el esquema de subsidios a las tarifas eléctricas aún representa un desafío para la competencia en el sector. El presidente de AEEREE señaló que las tarifas subsidiadas para el consumidor final no reflejan los costos reales de generación, transmisión y distribución, lo que limita la competitividad de los proyectos de autogeneración y generación distribuida.

“Este esquema de generación distribuida o autogeneración tiene que competir con un esquema subsidiado el cual no es una libre competencia, y sobre todo que los clientes regulados industriales tienen un subsidio adicional”, comentó.

Por ello, la Ley Orgánica para Impulsar la Iniciativa Privada en la Transición a Energías Renovables tiene el potencial de atraer inversión privada al sector energético de Ecuador, promoviendo proyectos de energías limpias. Sin embargo, el éxito de su implementación dependería de la capacidad del gobierno y las instituciones reguladoras para llevar a cabo estos cambios y brindar certeza a los inversionistas, un reto significativo en un contexto de crisis como el que enfrenta actualmente el país.

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¿Por qué se demora la licitación del primer parque solar de Paraguay?

El sector energético de Paraguay aguarda la publicación del pliego de la licitación internacional para la construcción del primer parque fotovoltaico del país, que se ubicará en Chaco Central y permitirá diversificar la matriz eléctrica del país una vez se instalen los más de 100 MW de capacidad.

La publicación oficial se retrasó en diversas oportunidades, dado que inicialmente estaba prevista para el primer cuatrimestre del año y luego se aplazó para mitad de año tras conocerse que debía revisarse algunos detalles de la nueva ley de contrataciones públicas y la reglamentación de la ley de fomento a las energías renovables (Ley N° 6977/2022). 

Mauricio Bejarano, viceministro de Minas y Energía de Paraguay, dialogó con Energía Estratégica y explicó los motivos de la demora del pliego y el estado en el se encuentra el llamado. 

El análisis de la licitación está concluido, pero debemos hacer un cambio normativo porque la estructura de compra de energía por parte de la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) tiene algunas barreras normativas que se enmarcan dentro de la ley de contrataciones públicas. Estamos atorados con ello, considerando que será la primera vez que la ANDE comprará energía alternativa del sector privado”, señaló.

“Primeramente se detectó la ampliación del contrato o plazo de venta de energía, de 15 a 30 años, aunque tras un análisis íntegro detectamos que tal como está la ley de licitaciones públicas, no pueden competir los consorcios o que un ganador hoy en día no puede transferir o ceder el proyecto a otra empresa”, aclaró. 

Y cabe recordar que, en principio sólo la ANDE tomará y comercializará  esa energía renovable, ya que la reciente reglamentación de la Ley N° 6977/2023 (fomento a las ERNC no hidráulicas) le permite a la Administración adquirir energía eléctrica de los generadores ERNC a través de la suscripción de un contrato PPA (Power Purchase Agreement).  

Pero de continuar sin los cambios regulatorios necesarios, las autoridades de Paraguay temen que pudiera quedar desierta la licitación, por lo que buscan ajustar tales detalles para tener un proceso continuo, a la par que confían que puedan lanzarla oficialmente antes que finalice el 2024. 

“Estamos ajustando algunos detalles de la regulación ya que desde el gobierno queremos que sea un ejercicio dinámico y se convierta en un proceso más grande como el Programa RenovAr de Argentina. Y estimo que a fin del corriente año tendremos una normativa más adecuada, ágil y dinámica” 

“Además, con el pasar del tiempo seguramente deberemos aumentar la cantidad inicial de potencia que trazamos para el parque solar”, anticipó Bejarano, abriendo las puertas a que el proyecto fotovoltaico finalmente tenga 140 MW de capacidad (40 MW más de lo previsto). 

Mientras que su instalación tendría un costo aproximado de USD 1.000.000 por cada megavatio de potencia, según cálculos realizados ANDE; aunque aún resta esperar los documentos oficiales de la licitación del primer parque solar de Paraguay.  

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David Cabrera de AGTE: «Hay mucho apetito en poder invertir en Guatemala»

El desarrollo de infraestructura eléctrica en Guatemala se presenta como una prioridad estratégica para el país, especialmente de cara a la nueva capacidad de generación que ingresará tras la licitación PEG-4 que adjudicó 235 MW por año y la próxima gran licitación PEG-5 que promete incorporar en el orden de los 1200 MW.

David Cabrera, vicepresidente de la Asociación Guatemalteca de Transportistas de Energía (AGTE), expuso que existe un marcado interés de diversos actores en participar del mercado y sería el momento de apostar por la expansión de las redes de transmisión.

“Hay mucho apetito en poder invertir en Guatemala”, aseguró, durante su participación en el evento SER de la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER).

Siguiendo el análisis del referente de AGTE, el crecimiento de la infraestructura de transmisión en Guatemala puede darse de dos maneras: a través de licitaciones públicas y mediante iniciativas propias. “Licitaciones públicas hemos tenido dos y se han concluido en una buena medida, no están terminadas. Iniciativa propia es lo que ha dado el crecimiento”, explicó, añadiendo que estas últimas han sido clave para mantener la estabilidad del sistema de transmisión en las últimas dos décadas. Cabrera subrayó que la expansión de la red se ha logrado gracias a proyectos propuestos por los transportistas en acuerdo con la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), lo que ha permitido desarrollar un sistema confiable y sólido.

“La inversión privada en los últimos 20 años ha representado el eslabón más fuerte en esta cadena del sector eléctrico. Hoy en día, más del 50% de la transmisión del país es privada y eso año con año va creciendo en base a la confianza y credibilidad que los actores actuales de transmisión tienen en el sistema y lo que han podido desarrollar y siguen desarrollando en el país. Esto hay que fomentarlo, incentivarlo, porque este crecimiento no se va a dar necesariamente con fondos públicos y se puede dar a través de la iniciativa privada”, agregó David Cabrera.

Sin transmisión no hay transición 

Con miras a los próximos años, el vicepresidente de los transportistas hizo un llamado a planificar las nuevas obras de infraestructura de forma estratégica, considerando escenarios de mediano y largo plazo.

“Debemos de tener un horizonte que nos permita adelantarnos a las necesidades futuras del país, no debemos de pensar solo en hoy, sino hemos de pensar en el mañana”, afirmó. En su visión, un sistema de transmisión robusto y con redundancia es esencial para ofrecer energía de calidad a los usuarios finales y, al mismo tiempo, mantener la competitividad de los costos de generación.

Para Cabrera, Guatemala se encuentra en una coyuntura clave. El país necesita proyectos estratégicos que conecten la oferta de generación con la demanda de consumo, lo que, a su juicio, no solo se logrará con licitaciones públicas, sino también con mecanismos que promuevan las iniciativas privadas. “Si no tenemos un sistema de transporte robusto, la energía se vuelve cara. ¿Por qué? Porque hay que invertir en llevarla al punto. Y les pongo un símil: es como las redes de carreteras o la red de calles de Guatemala hoy en día, estamos colapsados”, mencionó.

En cuanto a la licitación PEG-5, David Cabrera, vicepresidente de la Asociación Guatemalteca de Transportistas de Energía (AGTE) expresó que será un detonante de nuevas necesidades de transmisión en el país. Y, frente a este desafío, resaltó la importancia de alinear estas iniciativas con un plan nacional, que permita planificar la infraestructura necesaria para el desarrollo del país:

“Debemos de enlazar todo en una política de Estado que permita que estos planes sean parte de un Plan de Nación. ¿Por qué? Porque las inversiones futuras en nuevas producciones, las inversiones futuras en nuevas plantas que generen empleo en el país deben de estar atadas a la energía.

Sin energía eléctrica es muy difícil atraer inversión extranjera todo esto nos hace pensar que la transmisión es un elemento estratégico y vital entre las necesidades del país y quisiera cerrar con ese tema: Guatemala tiene un sistema de transporte negociable y robusto pero necesita inversión. ¿Para qué? Para mantener la estabilidad del país, que la generación siga siendo competitiva y que los costos de energía se mantengan en los niveles necesarios para poder desarrollar al país.

Si queremos desarrollar el país y queremos tener crecimiento del 4 o 6% de crecimiento Nación, nosotros debemos de crecer al 6 u 8% en en generación eléctrica y a 6 u 8% en transmisión eléctrica para poder acoplarnos a ese desarrollo del país. Recordemos que sin transmisión no hay transición energética, sin transmisión no vamos a poder tener un sistema robusto y confiable para el país”.

Riesgos en inversiones en transmisión

El referente empresario advirtió que se deben superar ciertos desafíos para fomentar la inversión. Entre ellos, mejorar la certeza jurídica, simplificar los trámites y principalmente resolver los conflictos sociales que retrasan la ejecución de proyectos.

“El problema es que muchas veces, uno teniendo la permisología completa, no puede trabajar [por cuestiones sociales] y eso genera un conflicto importante y un atraso en las obras. Si la inversión en vez de ser de dos años o cuatro años se vuelve de 10 años, ya el flujo económico no funciona y eso deja de ser negocio”, puntualizó.

De allí, sugirió que el Estado y el sector privado trabajen de manera conjunta para reducir el riesgo de construcción de proyectos de transmisión, compartiendo responsabilidades y generando un entorno más atractivo para la inversión:

“En las licitaciones, generar las condiciones necesarias para que el riesgo de construcción quede en manos del transportista pero el riesgo social sea compartido con el Estado, porque el Estado es el mejor mecanismo para poder solventar los temas. Y, en el tema de iniciativas propias en general, los mecanismos financieros que permitan atraer esa inversión”, concluyó.

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Ministerio de Minas y Energía de Colombia socializó portafolio de inversión por 81 billones de pesos para el sector energético

Desde la Puerta de Oro de Colombia, el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho y su equipo de trabajo, entregan un balance positivo del segundo día de la Feria de las Economías para la Vida con ruedas de inversión, Congreso TEJ y oferta institucional.

El ministro Camacho sostuvo una rueda de negocios con inversionistas nacionales e internaciones, específicamente de los temas de transición energética, donde respondió preguntas de las empresas y presentó el portafolio de inversión para la Transición Energética Justa (TEJ), como plataforma que tiene el país para que la inversión llegue de una manera organizada, respetando los licenciamientos ambientales y el fortalecimiento del beneficio social a través de 14 proyectos.

La inversión asciende a los 81 billones de pesos para sumarse a la producción de energías limpias que le permitan a Colombia la diversificación de la matriz energética. En la misma línea, se presentó el Congreso TEJ, un espacio para fomentar la transformación climática, energética, económica y social, a partir de la construcción y diálogo con las voces de expertos y referentes nacionales e internacionales.

La apertura estuvo a cargo del expresidente de España, José Luis Rodríguez Zapatero, el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, y la ministra de Transporte, María Constanza García.

Las discusiones más destacadas de esta jornada tuvieron que ver con los proyectos bandera de MinEnergía: Comunidades Energéticas – justicia y autonomía; Iniciativas de Paz y estrategias de planificación territorial hacia una minería para La Paz y la vida; ¿La transición viene en tren? – Iniciativas de movilidad sostenible en Colombia y transición energética regional, componentes claves en el cuidado de la vida y la democratización de la energía.

Por último, la viceministra de Minas, Johana Rocha, se reunió con mineros artesanales de Nariño, Cauca, Bajo Cauca, Chocó, Cundinamarca, Santander, Boyacá, Córdoba y Valle del Cauca, con el fin de escuchar sus necesidades en torno a la formalización minera y la importancia de migrar a una minería para la vida y la paz.

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Seremi de Energía constata avances en proyecto de almacenamiento del parque eólico Punta Sierra

Hasta el parque eólico Punta Sierra se dirigió el seremi de Energía, Eduardo Lara, para conocer el funcionamiento de este proyecto de generación eléctrica ubicado en la comuna de Ovalle, que está próximo a complementar su operación con un sistema de almacenamiento de energía en baterías, uno de los primeros en la Región de Coquimbo.

El Sistema de Almacenamiento de Energía en Batería (BESS por su sigla en inglés) de la empresa Pacific Hydro utilizará acumuladores de litio de 3 MW/6 MWh, siendo la primera experiencia piloto de este tipo de la empresa en Chile conectada al Sistema Eléctrico Nacional.

El seremi Lara agradeció a la firma controlada por State Power Investment Corporation (SPIC) “por conocer la instalación y funcionamiento del parque, las virtudes que tiene la generación de energías limpias y constatar uno de los primeros proyectos BESS que va a permitir ser mucho más eficientes en la producción, siendo el almacenamiento un tema muy relevante para el Gobierno del Presidente Gabriel Boric y el país».

Y destacó: «El sistema permite almacenar energía en los momentos de mayor producción del parque y despacharla en la noche cuando disminuye la producción en los parques fotovoltaicos o cuando el sistema lo requiera. De esta manera, este proyecto hace un importante aporte a la sustentabilidad energética, permitiendo dar un paso más hacia la descarbonización de nuestro sistema de producción y almacenamiento de energía eléctrica”.

Carlos Rosario, jefe del Parque Eólico Punta Sierra de Pacific Hydro, resaltó que «Punta Sierra y su subestación representan un hito clave en la integración de energías limpias al Sistema Eléctrico Nacional. Cuenta con un excelente factor de planta y se socializó de manera temprana con las comunidades, alineándose de manera pionera a las guías de estándares de participación del ministerio de Energía».

«Este proyecto es, además, uno de los primeros en incorporar sistemas de almacenamiento con baterías conectados al sistema, reafirma nuestro compromiso con la transición energética del país, aportando una solución concreta para avanzar hacia una matriz más sustentable y robusta para Chile», enfatizó.

Actualmente la empresa está a la espera de la autorización para las pruebas de conexión y proyectar el inicio de la operación comercial para fines del presente año.

El sistema BESS es parte de las instalaciones del parque eólico Punta Sierra, en la zona costera de la capital de Limarí. La central, de 82 MW de capacidad, posee 32 turbinas Goldwind y logra una generación anual de 282 GWh. El complejo ayuda a compensar 107 mil toneladas de CO2 por año, lo que equivale a retirar unos 40 mil autos de circulación.

El parque cuenta con una subestación Troncal de 220 KV, que permite evacuar la potencia generada, a través del transformador principal de 120 MVA. Dicha subestación tiene la capacidad para incorporar y conectar nuevos proyectos de generación al Sistema Eléctrico Nacional, permitiendo descongestionar la transmisión eléctrica.

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El CCIRR llevó a cabo una jornada sobre energías renovables en la ciudad de Rafaela

El martes 1 de octubre, tuvo lugar la jornada Energías renovables en Argentina: desafíos y oportunidades en el contexto de la transición energética global, una iniciativa del Centro Comercial e Industrial de Rafaela y la Región (CCIRR), que contó con la colaboración en la organización 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.
La moderación del evento estuvo a cargo de Matías Medinilla, periodista de Energía Estratégica, el portal de noticias sobre energías renovables, eficiencia energética y movilidad eléctrica más visitado y actualizado de Latinoamérica; que además fue media partner de la jornada.
En las palabras de bienvenida, Mauricio Rizzotto, presidente del CCIRR, resaltó, acerca de la transición energética, que “es un camino que ya estamos transitando. Es el presente y el futuro. Los invito a aprovechar esta actividad. El objetivo es que nos permita adquirir una mirada global, que nos ayude a entender cómo nuestras empresas pueden asumir este desafío”.
Por su parte, Leonardo Viotti, intendente de Rafaela, destacó la importancia del trabajo articulado entre lo público y lo privado y subrayó que “tenemos que mantenernos actualizados en la agenda y estar preparados para el futuro”.
El bloque de la mañana contó con las presentaciones de Gabriela Guzzo, gerente comercial senior de Genneia; Néstor Rejas, gerente comercial de YPF Solar; Martín Dapelo, presidente de ON Networking; Marcelo Álvarez, director de Coral Energía; Horacio Pinasco, presidente de Tecnored Energía; y Juan Carlos Villalonga, presidente de Globe International. Cada uno a su turno, expuso las particularidades del trabajo que sus empresas realizan en el ámbito de la generación e implementación de fuentes de energías renovables.
Luego del almuerzo, se desarrolló el panel Energías renovables en Argentina: desafíos y oportunidades en el contexto de la transición energética global, de la mano de Guzzo, Rejas, Dapelo y Álvarez. Para comenzar, repasaron los proyectos que las organizaciones que representan vienen llevando adelante en torno a la implementación de energías renovables. Ponderaron, además, la necesidad de que el Estado acompañe estas iniciativas con un adecuado marco normativo y opciones de financiamiento, para que las empresas puedan ser más competitivas y a la vez sustentables. En la misma línea, analizaron los retos a futuro para la Argentina, e indicaron que resultará clave la evolución de variables como la estabilización de la macroeconomía, el fortalecimiento de la infraestructura, el desarrollo de la actividad minera y la formación de recursos humanos.
Seguidamente, Villalonga y Verónica Geese, secretaria de Energía del Gobierno de Santa Fe, expusieron en el panel Políticas públicas para potenciar la transición energética argentina. Geese se refirió, entre otras cuestiones, al relanzamiento del programa Prosumidores, una política pública que apunta a que los usuarios instalen sistemas de generación eléctrica renovable conectados a la red de distribución, para así obtener ahorros económicos y contribuir a la mitigación del cambio climático. Por su lado, Villalonga resaltó la importancia de potenciar nuevas tecnologías, como aquellas vinculadas con el hidrógeno verde; e insistió en la necesidad de consolidar un marco regulatorio que sea propicio para implementar proyectos de este tipo.
Para cerrar el evento, se dirigieron a los presentes Iván Acosta, director general del CCIRR; Enrique Soffietti, director del Instituto para el Desarrollo Sustentable de Rafaela (IDSR); y Geese; quienes coincidieron en poner en valor la jornada como espacio de información, debate e intercambio.

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Cuenta regresiva para el FES Colombia: habrá un panel exclusivo sobre generación distribuida y el almacenamiento

Los días 29 y 30 de octubre, el JW Marriott Hotel Bogotá será el epicentro del debate sobre el futuro de la transición energética en Colombia. El Foro de Energía Sostenible (FES Colombia), en su cuarta edición, reunirá a más de 500 asistentes, entre ellos líderes y actores clave del sector energético.

Este evento no solo es una oportunidad para explorar temas cruciales como la generación distribuida y el almacenamiento, sino también para establecer conexiones estratégicas en los espacios de networking, que serán una de las grandes apuestas de este año.

ENTRADAS DISPONIBLES  

El evento promete convertirse en un referente para el intercambio de ideas, conocimientos y oportunidades de negocio en el ámbito de las energías renovables. Con la expectativa de reunir a ejecutivos de alto nivel, consultores y desarrolladores, FES Colombia brindará a los asistentes la posibilidad de formar parte de un ecosistema en constante crecimiento y evolución.

En esta edición, el espacio de networking ha sido diseñado para maximizar la interacción entre los participantes, promoviendo la creación de alianzas y colaboraciones que impulsen proyectos sostenibles.

Paneles destacados: Aliados clave para la transición energética

Uno de los momentos más esperados de FES Colombia será el Panel 7, titulado «La Generación Distribuida y el Almacenamiento: Aliados clave de la Transición Energética», que se llevará a cabo el 30 de octubre, es decir, durante el segundo día de la jornada.

Este panel contará con la participación de destacados expertos en el sector, como Oliver Quintero, Key Account Manager de Sungrow; Jorge Iván Ospina Canencio, Service and Product Manager Colombia de Solis; Luis Contreras, Managing Director de Yingli Solar; Andrés Azula, Solution Engineer South America de GoodWe; Luciano Silva, Product Manager LATAM de Trina Storage; y Jaime Andrés Herrera Restrepo, PV & BESS Product Manager de Huawei, compartirán su visión sobre las oportunidades y desafíos tecnológicos.

Participación y entradas disponibles

Con un aforo estimado de más de 500 asistentes, las entradas para FES Colombia ya están disponibles. Los interesados en asistir al evento pueden adquirir sus boletos a través de los canales oficiales y ser parte del futuro de las energías renovables en el país.

ENTRADAS DISPONIBLES  

Conectividad en redes: Únete a la conversación

Para aquellos que no puedan asistir presencialmente, el evento contará con una activa participación en redes sociales bajo el hashtag #FESColombia. Esta será una excelente oportunidad para seguir el desarrollo de las discusiones en tiempo real y conectarse con otros profesionales del sector.

FES Colombia se posiciona como un evento indispensable para quienes buscan estar a la vanguardia de la transición energética en Colombia y América Latina. Además de sus paneles de alto nivel, los espacios de networking permitirán a los asistentes establecer conexiones clave y discutir sobre las oportunidades que las energías renovables presentan en el contexto actual.

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Punto de inflexión para la generación distribuida en República Dominicana

La generación distribuida ha ganado terreno en República Dominicana, aportando cerca de 400 MW de capacidad instalada a un sistema que enfrenta dificultades para satisfacer la demanda eléctrica y garantizar una distribución eficiente de la energía.

En atención a su crecimiento e importancia en el sistema la Superintendencia de Electricidad (SIE) a avanzado en la aprobación de una Audiencia Pública para abordar una propuesta de Reglamento para la Aprobación, Interconexión y Operación de Instalaciones de Generación Distribuida de Energía (ver).

Entre las principales modificaciones, la propuesta de reglamento establece un costo por uso de la red a los clientes en tarifa monómica, aquellos que pagan únicamente por energía y no por demanda. De acuerdo con Abraham Espinal, gerente de Ingeniería de Enestar SRL, la implementación de esta medida llegaría para “hacer justicia con las distribuidoras”. Sin embargo, también advierte sobre el impacto que podría tener en los principales usuarios de esta tarifa.

“Se debe tener mucho cuidado en la implementación de estos cambios para no limitar el acceso a este tipo de energías a las residencias, que son el mayor consumidor de la red, y a los pequeños negocios, ya que esto les ha permitido ser más competitivos en el mercado local”, consideró el gerente de Ingeniería de Enestar SRL.

Y añadió: “Entiendo que se deben evaluar con pinzas los cambios que se van a hacer. Si no se quiere limitar el acceso a este tipo de energías, hay que considerar que el monto por el uso de la red sea relativamente bajo”.

Al respecto, es preciso indicar que aún no hay cifras específicas o metodologías de cálculo en la propuesta de reglamento, que permitan tener certeza sobre el valor a pagar. Por lo que, una instancia clave para solicitar aclaraciones y realizar aportes será la audiencia publica prevista para finales de este mes de octubre. No obstante, desde la óptica de Abraham Espinal el sector privado correría con desventaja para realizar aportes.

“No se menciona ningún monto. Eso crea mucha incertidumbre en el sector (…) No podemos refutar adecuadamente o decir si va a ser algo positivo o no, ya que no tenemos la información suficiente”, explicó Espinal.

En conversación con Energía Estratégica, el especialista también mencionó que la implementación del cobro por la inyección de potencia a la red para clientes en tarifa binómica (aquellos que pagan por demanda y uso de la red) no sería una medida adecuada, ya que estos clientes ya están pagando por el uso de la red.

Visto aquello, la audiencia pública nuevamente vuelve a ser una instancia que podrían aprovechar instaladores de Generación Distribuida de Energía para presentar este tipo de comentarios y observaciones.

Para el futuro de la generación distribuida, es crucial que se incluyan todos los puntos de vista y se realicen los ajustes necesarios para garantizar la sostenibilidad del sector.

“Entendemos que un nuevo reglamento contribuirá a la consecución de la generación distribuida. Los clientes que generan toda su energía, prácticamente no pagaban nada y obviamente son clientes que reciben un servicio y una disponibilidad de red que tiene algún tipo de costo. Había que monetizar esa parte, pero el monto debería ser bajo”, consideró Abraham Espinal y postuló:

“Sería interesante simplificar los procesos. Como el caso de la Ventanilla Única para proyectos de gran escala, lo ideal sería implementar algo similar para la generación distribuida, pero el flujograma propuesto no simplifica los procesos”.

Estudios adicionales y ralentización de proyectos

Una de las preocupaciones más grandes del sector, según el gerente de Ingeniería de Enestar SRL, es la necesidad de realizar estudios detallados para pequeñas instalaciones de generación distribuida.

La propuesta del nuevo reglamento para generación distribuida en República Dominicana establece la necesidad de realizar dos tipos de estudios para evaluar la viabilidad de los proyectos: el estudio suplementario y el estudio detallado. El primero aplica a sistemas monofásicos de hasta 10 kW y trifásicos de hasta 100 kW, lo que abarca incluso a algunas residencias, mientras que el segundo se realiza para proyectos que superen los 250 kW o cuando los parámetros del estudio suplementario no se cumplan. Siguiendo con el análisis de Abraham Espinal, esta clasificación podría representar “una barrera adicional” para proyectos de menor envergadura que desean ingresar al sistema.

Otra de las particularidades es que se asigna a los clientes la responsabilidad de llevar a cabo estos estudios, utilizando los datos de la red que las distribuidoras están obligadas a suministrar. “Es algo bueno y malo”, consideró Espinal, ya que aunque le da al cliente la posibilidad de verificar los resultados con transparencia, también implica la existencia de un mercado especializado capaz de realizar dichos estudios y en la actualidad se carecería de la capacidad técnica para asumir este proceso de manera eficiente en el país, lo que podría ralentizar la aprobación e instalación de nuevos proyectos.

“Esto creará un gap en el tiempo, porque la oferta de proyectistas no es equiparable a la cantidad de compañías que están sometiendo e instalando proyectos de generación distribuida”, subrayó el referente consultado.

Y propuso: “Lo ideal sería realizar estudios periódicos en los diferentes circuitos para tener un proceso expedito de aprobación, y no la realización de estudios individuales por cada proyecto, lo cual obviamente tomará mucho más tiempo y recursos”.

Un futuro incierto pero con potencial

El camino hacia una regulación que equilibre los intereses de las distribuidoras, los pequeños consumidores y la expansión de la generación distribuida en República Dominicana parece aún incierto. Sin embargo, Espinal cree que, con ajustes y un enfoque pragmático, el nuevo reglamento podría ser un punto de partida para impulsar la generación distribuida en el país, garantizando tanto la sostenibilidad del sistema como la competitividad de los pequeños consumidores.

“Se debe buscar un balance entre regular correctamente el uso de la red y mantener las condiciones que han permitido el crecimiento de la generación distribuida. Con los ajustes adecuados, podríamos estar sentando las bases para dar continuidad y potenciar a las energías renovables de la manera más sostenible”, concluyó Abraham Espinal, gerente de Ingeniería de Enestar SRL.

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Invest Guatemala identifica un gran potencial para la inversión extranjera directa en proyectos renovables

Invest Guatemala, iniciativa que promueve a Guatemala como destino de inversión extranjera directa, busca consolidar un portafolio de proyectos energéticos atractivo, especialmente de energías renovables.

Durante una ponencia en el evento SER organizado por la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER), Juan Esteban Sánchez, director ejecutivo de Invest Guatemala, hizo mención del gran potencial del país para atraer capital extranjero y subrayó la importancia de contar con un entorno adecuado para respaldar las nuevas inversiones en energías limpias.

Actualmente, alrededor del 70% de la matriz energética de Guatemala se compone de fuentes renovables. Sin embargo, Sánchez identificó la necesidad de mantener el nivel del pipeline de proyectos y seguir atrayendo capital extranjero.

“La pregunta es cómo mantenemos las inversiones actuales y cómo seguimos creciendo”, afirmó. Entre las principales preocupaciones identificadas por el sector están la falta de infraestructura de transmisión y la necesidad de crear más incentivos para atraer a nuevos actores.

El director ejecutivo de Invest Guatemala mencionó que se ha dialogado con transportadores de energía que identificaron la urgencia de recursos frescos para expandir la red de transporte de alta tensión. “Ayer, me sorprendió un dato y es que se necesitan 4,500 kilómetros más de redes, eso es gigante. La invitación es: venga, mirémoslo y busquemos al inversionista internacional que sí efectivamente ve a Guatemala como un buen destino de inversión”, enfatizó.

Además de atraer más recursos financieros, Juan Esteban Sánchez sugirió que se podrían explorar operaciones de fusiones y adquisiciones (M&A) en el sector eléctrico. De acuerdo con su análisis, esto podría abrir oportunidades para que los actores locales busquen socios internacionales.

“Abran el equity, hay interés por parte de inversionistas internacionales para meter y pueden incluso solventar un poco el tema de deuda o incluso hay algunos actores del sector eléctrico que eventualmente pueden presentarnos Generación Distribuida Renovable (GDR) o por qué no, proyectos para la licitaciones que se vienen”, expuso ante un auditorio de más de 300 profesionales.

Desde la óptica del ejecutivo, para lograrlo es esencial tener claro cómo se valoran los proyectos y cómo se presentan a los inversionistas. En este sentido, señaló que Guatemala ofrece seguridad jurídica para las inversiones eléctricas. “Si nosotros identificamos las variables de riesgo, no de certeza jurídica, sino de seguridad jurídica en las inversiones eléctricas en Guatemala, estamos bastante cubiertos”, añadió. No obstante, reconoció que factores como la deuda, los impuestos y el riesgo país deben tomarse en cuenta al calcular la rentabilidad esperada de los proyectos.

Como ejemplo, Sánchez compartió una evaluación financiera de un proyecto conservador de 5 MW proyecto de 5 MW con una renta del terreno baja, con un 50% al spot y un 50% a un PPA a 15 años. Siguiendo su análisis, este ofrecería en líneas generales una Tasa Interna de Retorno (TIR) del 14.22% con un Costo Promedio Ponderado de Capital (WACC) del 13%. “Este indicador es muy atractivo. ¿Cuánto está dando un plazo fijo? 6%. Aquí estamos hablando del 14% con la posibilidad de sacar flujos mensuales o anuales”, explicó.

El referente también destacó que las inversiones en generación con fuentes renovables son de las pocas que tienen incentivos por norma en Guatemala y que eso resulta atractivo y necesario de aprovechar. Sin embargo, hizo un llamado a fortalecer estas estructuras de incentivos y evaluar el impacto de las nuevas tecnologías en la reducción de costos y el incremento de rentabilidad, lo que mejoraría el panorama inversor aún más: “Se viene muy fuerte el tema de baterías, lo que puede generar mayor flujo porque tomo simplemente la curva alta demanda en la noche. ¿Los incentivos son suficientes? Yo creo que hay que seguir trabajando en ellos”, puntualizó.

En cuanto a la infraestructura, uno de los mayores desafíos identificados por Invest Guatemala es la falta de redes y subestaciones suficientes para absorber la nueva generación de energía renovable. “Todo este proyecto se me cae si la red de alta tensión no tiene una subestación al lado o porque la persona del GDR tiene que construir 10 kilómetros de red”, cuestionó. Por ello, hizo un llamado urgente a incrementar las inversiones en transporte de energía para acompañar el crecimiento de la generación renovable.

Para abordar estas problemáticas, Juan Esteban Sánchez destacó la importancia de trabajar en una hoja de ruta clara para el desarrollo energético del país, tomando como referencia el documento “Estrategia para la Transición Energética en Guatemala” de la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER).

De este documento, Invest Guatemala ha identificado cuatro puntos fundamentales: fortalecimiento del sistema eléctrico, actualización del WACC, garantizar la seguridad y certeza jurídica, optimizar permisos y licencias.

AGER presenta una actualización de su Estrategia para la Transición Energética en Guatemala

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El gobierno de Argentina publicó un plan de contingencia para evitar cortes eléctricos en los próximos meses

El gobierno de Argentina lanzó el “Plan de Contingencia y Previsión para meses críticos del período 2024/2026” para reducir o mitigar la crisis del sistema eléctrico ante la falta de reservas de potencia y evitar interrupciones del servicio electricidad en los picos de demanda.

Las medidas se hicieron oficiales a través de la Resolución 294/2024 y tal como anticipó Energía Estratégica días atrás (ver nota), el plan contempla incentivos transitorios a la disponibilidad de los generadores térmicos, el incremento de Intercambios energéticos (temporales e intertemporales) con otros países de países limítrofes (Brasil y Paraguay principalmente), la aceleración las obras de transmisión, un mecanismo de gestión de demanda de los grandes usuarios y que las distribuidoras presenten un programa de atención de contingencias.

El esquema de remuneración para centrales térmicas estará vigente entre diciembre 2024 y marzo 2026, y podrá ser prorrogado por 12 meses adicionales. Aunque cabe aclarar que el generador que desee optar por el beneficio deberá manifestar su voluntad en los próximos treinta días a CAMMESA. 

Mientras que para las obras de transmisión se prevé fomentar las inversiones en las ampliaciones del sistema, implementar un esquema integral de disponibilidad preventiva en aquellos nodos identificados como críticos con sobrecarga.

Además, el Ente Nacional de Regulador de la Electricidad (ENRE) deberá informar los proyectos de transporte eléctrico en alta tensión y por distribución troncal con grado de avance significativo, a fin crear mecanismos que permitan su puesta en servicio comercial en el menor plazo posible.

Por otro lado, el mecanismo de gestión de demanda de los Grandes Usuarios Mayores (GUMAS) será voluntario, programado y remunerado para aquellos dispuestos a cortar su consumo de energía en aquellos días de altas temperaturas,  siempre y cuando sus requerimientos máximos declarados sean mayores a 10 MW.

Las ofertas de reducción de carga por parte de los GUMAS habilitados, deberán ser realizadas a la Programación Semanal incluyendo la reducción propuesta respecto a la demanda prevista en las horas de posible convocatoria, incluyendo el precio ofertado en USD/MWh y las horas disponibles cada día, con un límite máximo de 8 horas diarias. 

El precio máximo para la energía asociada a cada oferta de reducción de carga será de USD 350 MWh. Y en caso de resultar menor la potencia ofertada y comprometida se reducirá el precio a reconocer, pero si el incumplimiento fuera mayor al 50%, el GUMA quedará excluido de la lista de ofertas del resto de la semana en curso y de la semana subsiguiente. 

A pesar de las medidas mencionadas, desde el sector apuntaron a la falta de acciones previas por parte del Poder Ejecutivo desde que asumió en diciembre del año pasado, como así también a los cambios de discurso, toma de decisiones y la quita de facultades sobre CAMMESA

“Esta medida es todo lo contrario a lo que el gobierno dijo que iba a hacer. El problema es qué sucede si hay una ola de calor de varios días que no se puede administrar. Dicho esto, el gobierno no tiene herramientas porque hace un año que no hace ni resolvió absolutamente nada, por lo que recurre a lo que conoce CAMMESA”, sostuvo el ex-subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Paulo Farina en conversación con Energía Estratégica.

“Son incentivos que no cambian la situación en lo más mínimo. Lo único que servirá en el momento, como cuando el sistema estuvo al límite en anteriores ocasiones, serán las órdenes del organismo encargado del despacho respecto a las cargas”,  agregó. 

Con ello, el especialista apuntó que hasta el momento no se brindó ninguna señal o modificación para que se concreten nuevas inversiones en el sector energético del país que permitan afrontar los picos de demanda de los próximos años, más aún si se espera un crecimiento de la misma. 

“El gobierno quiere que el sector privado haga la obra pública, pero en este año no lo hizo ni tuvo impedimentos para reformular el sistema de transporte para que ello suceda, por ejemplo bajo un esquema de cánones. Quizás en 500 kv cueste un poco más porque las inversiones son más grandes, pero en 132 kV son menores”, insistió. 

“Hay falta de creatividad. Es deprimente y vergonzoso que no se haya hecho nada hasta el momento. Sumado a que no se entiende que no se planifiquen inversiones para las renovables, considerando el potencial que tienen y el financiamiento existente para las empresas”, subrayó.

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Claudia Sheinbaum anticipó una serie de medidas para el sector de las energías renovables en México 

“Vamos a impulsar las energías renovables. El objetivo es que en 2030 tengan una participación del 45%”, sostuvo Claudia Sheinbaum, presidenta de los Estados Unidos Mexicanos durante su asunción. 

Ahora bien, no toda la capacidad que se interconecte en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) sería para la iniciativa privada. En el total instalado, la actual administración de gobierno mantendría las bases del sexenio de gobierno pasado fundamentadas en alcanzar la soberanía energética con una mayor participación estatal. 

“CFE garantizará y reforzará la capacidad de transmisión, distribución de energía y generación. Como lo dijimos, el estado mediante CFE va a producir al menos el 54% y el 46% con generación privada. Así lo dejó el presidente Lopez Obrador y así va a continuar porque es indispensable la soberanía energética”, ratificó la presidenta.

En lo que sería el “Segundo Piso de la Cuarta Transformación” propone además mayor participación en distintas instancias de la cadena de valor productiva de energías renovables y electromovilidad. 

“Pondremos en marcha la producción de litio con desarrollo tecnológico propio. Vamos a consolidar el Plan Sonora ampliando la generación eléctrica solar, la cadena productiva del litio, del cobre, de semiconductores y la electromovilidad”, expresó. 

En la otra vereda, aseguró que no iría a haber un aumento de su producción petrolera y descartaría la salida de estos recursos no renovables al mercado internacional:

“El objetivo fundamental de la producción de petróleo seguirá siendo el consumo nacional, no la exportación. Para eso el fortalecimiento de nuestras refinerías. Este se limitará a una producción de 1.8 millones de barriles diarios. Aumentaremos la producciones de petroquímicos y fertilizantes”, añadió. 

Regresando a la generación eléctrica, comentó que no solo buscará crecer en el parque de generación en el SEN sino también a través de generación distribuida y, en concreto, autoconsumo solar residencial. 

“En algunas ciudades del norte del país, donde la tarifa de verano es muy alta y pagan muchos los ciudadanos, vamos a impulsar un programa de paneles fotovoltaicos para que tengan en su vivienda energía solar, ayuden al medioambiente y disminuyan su pago de electricidad”, postuló. 

Aquello ya había sido anticipado durante su campaña, cuando aseguró enfocarse a empoderar a los usuarios y democratizar el acceso a estas alternativas de generación en las residencias. 

También, entre sus promesas de candidata a las elecciones 2024, planteó encarar la transición energética con un enfoque en la mitigación de gases de efecto invernadero en la que se buscará la sostenibilidad de una manera transversal a las actividades productivas en cada una de las entidades federativas.

Este compromiso fue ratificado durante la toma de posesión en la que se refirió a aprovechamientos multipropositos en terrenos ya adquiridos: 

“Construiremos en Tula, Hidalgo, donde iba a ser el terreno de la refinería que nunca se hizo, un proyecto de economía circular. Va a haber plantas de tratamiento de agua para sanear el río Tula, plantas de reciclamiento de basura y de generación eléctrica con fuentes renovables que nos permitirán sanear este municipio, de los más contaminados del país, va a ser el primero porque el objetivo es seguir en otros lugares de México”, concluyó.

Por su parte, la nueva secretaria de Energía, Luz Elena González Escobar, complementó aquello compartiendo mediante sus redes sociales algunos de los puntos que abordará en el Programa Nacional de Energía que pronto dará a conocer y que refuerzan la idea de la apuesta de la nueva administración por energías renovables:

🔸No aumentaremos los precios de los energéticos por encima de la inflación. 

🔸La generación pública de energía eléctrica seguirá siendo mayoritaria (54%). 

🔸Inversión privada con reglas claras y estabilidad del Sistema Eléctrico. 

🔸Fortalecimiento de CFE y Pemex como palancas del desarrollo nacional. 

🔸 Pemex producirá los combustibles que el país necesita de manera sostenible. 

🔸Impulso a la eficiencia y transición energética para reducir la huella de carbono.

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ACERA advierte que subsidios eléctricos comprometerían la estabilidad del sector y elevará los costos energéticos en Chile

En el marco de la discusión general del proyecto de ley boletín Nº17.064-8 que amplía la cobertura del subsidio eléctrico, durante la mañana de este miércoles, el presidente de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), Sergio del Campo, presentó en la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados, un análisis detallado de los efectos que esta propuesta tendría en el mercado eléctrico, marcando la postura del gremio frente a varios puntos del proyecto impulsado por el Ejecutivo.

En primer lugar, el presidente destacó que la estimación de recaudación por concepto de IVA está subdimensionada en los cálculos del Ejecutivo. Según un estudio encargado por ACERA, los recursos potenciales derivados del aumento de recaudación de IVA por alza de tarifas eléctricas, que podrían destinarse al subsidio, serían considerablemente mayores. El Gobierno proyecta una recaudación anual de 80 millones de dólares, sin embargo, la metodología empleada no contempla el impacto que el subsidio tendría en el presupuesto de los hogares beneficiados. De acuerdo a los cálculos del estudio encargado a la consultora Vinken, asociada al Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Pontificia Universidad Católica de Chile, la recaudación real podría llegar hasta los 133 millones de dólares anuales, es decir, 53 millones adicionales, lo que plantea un escenario que permitiría aumentar la participación de los recursos fiscales para el financiamiento de los subsidios.

Asimismo, el presidente de ACERA advirtió que la implementación de la medida “Precio Preferente Pyme” generará perjuicios sobre los generadores con contratos de suministros de clientes regulados, quienes verán reducidos hasta 500 GWh/año de la energía que suministran. Esto pondría en riesgo el funcionamiento de las licitaciones del mercado regulado, ya que la expropiación de demanda propuesta, provocará un desbalance que impactará la estabilidad regulatoria y la certeza jurídica, pilares fundamentales para el desarrollo del sector eléctrico en Chile. Del Campo destacó que la percepción de riesgo aumentaría considerablemente, afectando la confianza de los inversionistas y, en consecuencia, incrementando los costos futuros de la energía.

Adicionalmente, el presidente del gremio se refirió a los impactos previstos para la medida “Cargo FET” a ser descontado de la compensación de precio estabilizado PMGD. “Resulta desproporcionado establecer un cargo del 35% de los ingresos a un segmento que representa menos del 9% de la capacidad instalada y apenas el 7,7% de la energía. En este sentido, las empresas PMGD están desempeñando un rol clave en la desconcentración del mercado energético, actuando como una plataforma inicial para inversionistas que luego avanzan hacia proyectos de mayor escala. La disminución de la competencia derivada de esta mayor incertidumbre representaría un retroceso significativo en los avances alcanzados en la última década”.

Finalmente, Sergio del Campo planteó reparos de carácter constitucional, argumentando que algunas de las medidas incluidas en el proyecto podrían ser vistas como expropiatorias, violando principios básicos de proporcionalidad e igualdad ante la ley. Este tipo de intervenciones, según explicó, no solo generan incertidumbre en el sector, sino que también ponen en riesgo inversiones actuales y futuras, afectando el desarrollo de la industria eléctrica.

ACERA reafirma su posición de que el subsidio debe ser financiado con recursos fiscales, y no con aportes del sector eléctrico, el cual ya ha enfrentado grandes desafíos por las políticas tarifarias de los últimos años. La congelación de tarifas entre 2019 y 2024 por parte del Estado es el origen del alza de precios que este subsidio pretende mitigar, pero las soluciones propuestas generan más problemas que beneficios a largo plazo. En este sentido, Del Campo abogó por la implementación de herramientas regulatorias más sostenibles que permitan una reducción efectiva de tarifas sin comprometer la estabilidad del sistema como por ejemplo fomentar la generación distribuida.

El proyecto de ley, en su forma actual, introduce riesgos regulatorios que ponen en jaque la viabilidad de las inversiones en el sector energético. Si no se ajustan estas medidas, las consecuencias serán evidentes: una menor competencia en el mercado y un aumento inevitable en los costos de la energía para todos los chilenos.

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CNE modifica resolución para impulsar proyectos de energía renovable con almacenamiento en República Dominicana

La Comisión Nacional de Energía (CNE), en atención a sus atribuciones y por aprobación de su Directorio, emitió la Resolución CNE-AD-0005-2024, que modifica la anterior Resolución CNE-AD-0004-2023, estableciendo nuevas condiciones para la tramitación de concesiones de proyectos de generación eléctrica en régimen especial que integren sistemas de almacenamiento (BESS) a partir de fuentes de energías renovables variables (ERV).

Esta medida responde a la creciente necesidad de fortalecer la infraestructura de almacenamiento energético en la República Dominicana, en línea con la transición hacia un futuro más sostenible y una matriz eléctrica más robusta.

La nueva regulación tiene como principal objetivo asegurar que los proyectos de energía renovable con capacidades instaladas iguales o superiores a 20 MWac cuenten con sistemas de almacenamiento en baterías de al menos el 50% de su capacidad, con una duración mínima de cuatro horas.

El almacenamiento de energía es fundamental para compensar la variabilidad inherente a las fuentes renovables, como la solar, permitiendo acumular energía en periodos de alta generación y liberarla cuando la producción disminuye. Esto contribuye directamente a la estabilidad y confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), facilitando una mayor integración de energías renovables en el mercado eléctrico nacional.

Puntos clave de la resolución

Uno de los aspectos más destacados de la resolución es la imposición de requisitos de almacenamiento para los proyectos de energía renovable. Los proyectos con capacidades instaladas entre 20 MWac y 200 MWac deberán integrar al menos el 50% de su capacidad en sistemas de almacenamiento con baterías (BESS).

Para los proyectos con una capacidad instalada superior a 200 MWac, la CNE realizará evaluaciones técnicas previas. Estas evaluaciones se llevarán a cabo con el fin de garantizar la viabilidad y el impacto positivo de estos grandes proyectos en la seguridad del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI). Esto asegura que solo los proyectos técnicamente idóneos puedan desarrollarse, manteniendo la integridad y estabilidad del sistema eléctrico.

Otro punto clave de la resolución es la regulación de las empresas vinculadas. La CNE tendrá la facultad de rechazar solicitudes o exigir la presentación conjunta de proyectos que provengan de empresas vinculadas que pretendan utilizar un mismo punto de inyección de energía. Esta medida se toma en conformidad con la normativa vigente y busca evitar la concentración excesiva en determinados puntos de la red eléctrica, promoviendo una distribución más equitativa y eficiente de la generación energética.

La resolución CNE-AD-0005-2024 refuerza el compromiso del gobierno dominicano con el desarrollo sostenible y la reducción de la dependencia de combustibles fósiles, creando un entorno favorable para la inversión en energías renovables.

Con este nuevo marco regulatorio, la República Dominicana se posiciona como líder regional en transición energética, promoviendo la adopción de tecnologías limpias y sistemas de almacenamiento avanzados para garantizar la estabilidad del sistema eléctrico nacional.

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México aprueba las DACGs de almacenamiento de energía y ANES abona a que llegue más regulación

México ha dado un nuevo paso hacia el fortalecimiento de su sector eléctrico con la reciente aprobación de las Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACGs) para la integración de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica al Sistema Eléctrico Nacional. La Comisión Reguladora de Energía (CRE) avaló estas bases por unanimidad, lo que marca un hito regulatorio para la industria que llevaba años esperándola.

Gilberto Sánchez Nogueira, vicepresidente del Consejo Directivo de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), calificó este avance como un paso fundamental para brindar confianza a los inversionistas.

“Considero que es muy importante tener regulación que dé certeza a las inversiones. La Ley de la Industria Eléctrica se publicó en 2014 y no habíamos tenido alguna regulación específica en materia de almacenamiento en más de una década”, introdujo el referente de ANES en entrevista con Energía Estratégica.

El contexto de esta aprobación no es menor, pues se enmarca en un entorno de cambios políticos y regulatorios en el país. Según Gilberto Sánchez Nogueira, la resolución de la CRE se dio en un momento clave, considerando la conclusión del periodo de gobierno de AMLO, la llegada de la administración de Claudia Sheinbaum y la posible reforma de facultades del órgano de gobierno regulador del sector energético.

“Estos tres escenarios marcaron el momento ideal para aprobarla. Era necesario generar un documento regulatorio que dé certeza”, insistió. Y, aunque indicó que aún resta que se publique en el Diario Oficial de la Federación para entrar en vigencia, confió en que esto podría concretarse antes de finalizar octubre para empezar a activar al mercado con inversiones en proyectos bajo las distintas aplicaciones de almacenamiento que plantea la regulación.

De acuerdo con Sánchez Nogueira, estas DACGs ayudarán a fortalecer la confiabilidad y continuidad del sistema eléctrico con la integración de energías renovables, a un mejor control de la demanda del lado de los usuarios y a transitar hacia una red eléctrica inteligente.

En cuanto a las contribuciones de la ANES a este proceso, su vicepresidente señaló que, aunque no pudieron participar en las mesas de trabajo iniciales por cuestiones de agenda, la asociación se involucró activamente durante la fase de consulta pública. “Vertimos una serie de comentarios tratando de proponer una mejora regulatoria. Algunos fueron bien recibidos, otros no, pero así es el proceso”, mencionó.

Un detalle a considerar es que este documento regulatorio es solo el inicio para sentar las bases del almacenamiento de energía. La asociación espera que se avance en la elaboración de una Norma Oficial Mexicana para equipos de almacenamiento de energía y acompañen otras regulaciones complementarias.

“Solemos ser muy renuentes a que llegue regulación nueva porque nos genera nuevos paradigmas y cambios pero yo quisiera abonar con que tenemos que estar abiertos a que llegue más regulación que nos dé certeza, eso al final del día nos beneficia a todos”, afirmó.

Con este hito, México reafirma su compromiso de avanzar en la incorporación almacenamiento al sistema eléctrico, generando las condiciones para un crecimiento más eficiente y sostenible del sector energético que podrá ser aprovechado para un mayor despliegue del parque de generación renovable variable, como la energía solar fotovoltaica.

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Beljansky: “Ninguna obra de infraestructura eléctrica estará lista antes del verano 2025-2026”

La Secretaría de Energía de Argentina está próxima a poner en marcha el “Programa de Emergencia Verano 2024/2025” con la finalidad de evitar reducir la crítica condición de abastecimiento de energía para el verano 2024/2025. 

Entre esas medidas el gobierno prevé resoluciones para mitigar la crisis del sistema eléctrico ante la falta de reservas de potencia y en expandir las redes de transmisión a nivel nacional, ya sea a través de nuevas licitaciones como mediante la aceleración de las obras de transporte eléctrico en alta tensión y por distribución troncal que se encuentren con un avance igual o superior al 80%. 

“Trabajamos y planificamos la condición de abastecimiento energético del verano 2024-2025, más la del invierno próximo y el siguiente verano, porque debemos entender que ninguna obra de infraestructura eléctrica estará lista antes del verano 2025-2026”, reconoció Mariela Beljansky, subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético de la Nación. 

“Hay una resolución que esperábamos que saliese la semana del 23 al 27 de septiembre, pero seguramente se publique a comienzos de esta semana, dando incentivos señales de mercado con medidas en los sectores de generación, transporte, distribución y demanda”, agregó durante el evento “Seminario nórdico de negocios”. 

La funcionaria también vaticinó que se pondrá a disposición del sector energético el mercado de capitales a partir de un acuerdo con el Banco de Valores, considerando que muchas de las compañías que invirtieron en renovables ya se vincularon con dicha entidad en anteriores licitaciones. 

Mientras que para aquellas obras líneas de transmisión desvinculadas del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), la funcionaria reconoció que será necesario una regulación por parte de la Secretaría de Energía para “asimilar que tengan derecho a la servidumbre de electroducto porque no es para un servicio público, sino para abastecer a un proyecto minero”. 

Es decir que la actual gestión de gobierno podría dar continuidad a dos mecanismos que hoy en día ya están en marcha, tal como la presentación a inversiones en redes de transmisión en el MATER junto a proyectos de generación o una nueva etapa tras conocerse que CAMMESA recibió 20 manifestaciones de interés para gestionar y financiar ampliaciones del sistema de transporte de energía eléctrica en alta tensión.

Justamente, del total de esas MDI, una corresponde exclusivamente a ampliación del transporte y cuatro para concretar aportes económicos para la construcción de líneas para el abastecimiento de explotaciones mineras ubicadas en zonas aisladas de la red; en tanto que las MDI que también contemplan parques renovables conforman el grueso de ese llamado.

Mientras que el MATER permite que los proyectos que soliciten prioridad de despacho en el MEM también puedan incluir inversiones en la expansión de las redes de transmisión eléctrica nacional. 

Aunque también es preciso recordar que no es la primera vez en el año que la subsecretaria de Transición y Planeamiento Energético de la Nación mencionó el trabajo sobre las nuevas reglas de juego que faciliten el desarrollo de las obras en más de 132 kV. 

Sino que es un tema abordado desde enero del presente año, a tal punto que fue uno de los principales puntos mencionados en la tercera audiencia pública sobre aumentos de tarifas de gas y electricidad (ver nota); como también en mayo cuando anticipó una normativa al respecto durante un evento (ver nota). Aunque desde aquel entonces a la fecha no se realizó ninguna publicación oficial de la resolución gubernamental. 

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Carlo Melillo: “Este va a ser el año donde Panamá va a romper récords en generación distribuida”

El sector de generación distribuida en Panamá está en plena expansión y se espera que 2024 sea un año récord. Con un acumulado histórico de 112,78 MW hasta abril de 2024 y un incremento de 12,31 MW en los primeros cuatro meses del año, el crecimiento mantiene un ritmo sostenido.

Carlo Francesco Melillo, Country Manager para Panamá y Centroamérica en Amara NZero, resalta que este es un momento crucial para la consolidación de este segmento del mercado.

“Definitivamente, este va a ser el año donde Panamá va a romper récords en generación distribuida”, afirmó Carlo Melillo durante una entrevista con Energía Estratégica.

El ejecutivo subrayó que, tras el récord de adición de 32,58 MW alcanzado en el año 2023, se espera cerrar este 2024 superando esa cifra. Sin embargo, reconoció que alcanzar los 200 MW es un objetivo ambicioso aún: “Estimaría yo un número más cercano a 150 MW. En 2025, seguramente podamos llegar a los 200 MW”.

El avance de la generación distribuida será catalizado en los próximos años por la implementación de la Estrategia Nacional de Generación Distribuida (ENGED), la cual prevé alcanzar 1700 MW de capacidad instalada de autoconsumo renovable para 2030. Este objetivo ha creado un gran horizonte de negocios para distribuidores de soluciones energéticas como Amara NZero, que ha experimentado un crecimiento sostenido de entre 50% y 100% mensual desde su llegada.

Entre los factores que han facilitado este despegue se encuentra la eliminación del impuesto selectivo al consumo (ISC) en componentes de energía solar. Al respecto, Melillo explicó que, aunque el impacto directo sobre el costo final de las instalaciones no es significativo, los instaladores han podido ofrecer propuestas más competitivas a los consumidores finales.

“El ISC no está resonando como un descuento… pero sí se ve reflejado el impacto que éste está teniendo. A pesar de que es una cifra que no repercute excesivamente el costo final, cada grano de arena suma a esta cadena de valor”, aseguró.

El Country Manager para Panamá y Centroamérica en Amara NZero subrayó que este tipo de beneficios fiscales y los avances en el marco regulatorio han permitido que el mercado solar de Panamá madure a un ritmo acelerado. “Estamos saliendo de la zona de inmadurez de la generación distribuida a una zona más madura con un poco más de mercado y participación”, señaló.

Además, observó que la reducción de costos ha contribuido a que el retorno de inversión en proyectos solares haya disminuido de seis o cinco años a plazos de tres o tres años y medio.

Con la entrada de la nueva administración de gobierno, el referente empresario sugirió que la autoridad encomiende a las distribuidoras energéticas ampliar el porcentaje de inyección de energía, se continúen impulsando políticas de incentivos para la adopción de nuevas tecnologías y se promueva el reciclado de productos como paneles solares y cables fotovoltaicos, los cuales contienen componentes que pueden ser reutilizados:

“Estoy totalmente convencido de que el que lo haga debe tener una remuneración o un incentivo por hacerlo”, argumentó, insistiendo en la necesidad de una estrategia integral que garantice la sostenibilidad del sector.

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ACENOR propuso diversas medidas para bajar las tarifas de los usuarios libres en Chile

La situación de las tarifas energéticas en Chile ha sido uno de los grandes debates a lo largo de las últimas semanas, producto del proyecto de ley elevado por el Ministerio de Energía para ampliar la cobertura del subsidio eléctrico, entre los cuales se prevé que los PMGD aporten para tal subvención y ayuden a la disminución de la tarifa de los clientes eléctricos. 

Bajo ese contexto, la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (ACENOR) presentó una serie de propuestas para mitigar los costos del sistema eléctrico del país y materializar una reducción de las cuentas de los usuarios finales. 

“Tenemos oportunidades de mejora en los costos de transmisión, dado que crecieron cerca del 30% en dólares en cuatro años, con planes de expansión a un promedio de USD 600 millones por año que intentan impulsar una mayor capacidad de transmisión; pero eso lo paga el cliente final”, indicó Javier Bustos, director ejecutivo de ACENOR. 

“Pero si asignamos parte de los costos de transmisión a la generación, su desarrollo será más eficiente, y se podrá contener el alza de costos que implica la nueva infraestructura de transporte de la energía”, añadió en conversación con Energía Estratégica

Puntualmente, el gremio recientemente dio a conocer que, a nivel internacional, Chile tiene costos totales de suministro eléctrico 70% más altos que en Perú, 13% más que en Francia, 8% más que en Alemania y 5% más que en España.

Y en este contexto, se observa que el costo total de suministro de electricidad en Chile (energía, potencia y cargos sistémicos, sin considerar el pago de redes de transmisión y distribución) pasó de 63 USD/MWh en 2020 a llegar a un máximo de 183 USD/MWh en julio de 2022. Desde julio 2023 ha convergido a niveles de 80 USD/MWh.

De tal manera que, según datos de ACENOR, el precio final a cliente libres promediaba 87 USD/MWh en 2020, llegó a un máximo de 124 USD/MWh en febrero de 2023 y durante el 2024 se encuentra en 112 USD/MWh, lo que resultó en un incremento de 26% en 4 años.

Cabe recordar que cerca del 70% de los clientes libres encuestados por la consultora In-Data y cuyos resultados fueron dados a conocer en el Evento Anual de ACENOR, ya tienen contratos renovables; y dentro de ellos, el 80% poseen medios de certificación correspondientes. Sumado a que cada vez más usuarios avanzan en la instalación de sistemas de autoconsumo y almacenamiento de energía.

Bustos de ACENOR: “Prácticamente todos los clientes libres están buscando contratos renovables”

Pero más allá de ello, la asociación remarcó la necesidad de modificar el período de control de punta para el pago de potencia, de seis a cuatro meses, en pos de evitar la reducción de la producción que realizan las empresas o el uso de la generación con diésel por parte del sector industrial. 

“Los seis meses son un rezago histórico de cuando el año hidrológico partía en abril, pero el sistema eléctrico chileno no es 70% hidroeléctrico como en su momento y abril y septiembre son meses donde no hay demandas máximas importantes por las cuales haya que cobrar un extra al consumo en el horario de punta”, manifestó Bustos.

“La suma de cargos representa una mochila cada vez más pesada para los clientes, pero todos los actores del sistema, no sólo los clientes, deben contribuir en forma eficiente al funcionamiento de sistema eléctrico. La transición energética tiene la virtud de avanzar en un costo de energía más competitivo, aunque no debemos olvidar el precio final de las cuentas. Podemos volver a ver precios competitivos como hace cuatro o cinco años atrás, pero las diferencias están dadas principalmente en el aumento en el pago de cargos sistémicos y de la transmisión”, subrayó. 

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