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Más financiamiento en Chile: una empresa firmó una nueva línea con Santander para construir parques solares

Santander Chile y Solarity, anunciaron una nueva línea de financiamiento de USD 50.000.000 para la construcción de nuevas plantas solares por parte de la empresa chilena que tiene diez años de experiencia en generación distribuida. 

“El financiamiento va 100% para inversión de Solarity en fotovoltaica para nuestros clientes. Es un apalancamiento para seguir invirtiendo y creciendo, siendo Santander Chile el socio estratégico que ayuda a financiar el crecimiento en activos, en la construcción de más plantas solares”, explicó Horacio Melo, gerente general y cofundador de Solarity, en conversación con Energía Estratégica.

“Es una gran noticia porque mantiene el impulso y velocidad en plantas solares, sumado a que acompañado el financiamiento y la alianza con Santander es un compromiso mayor de querer contribuir a descarbonizar la matriz y tener un planeta más sostenible”, agregó. 

Cabe recordar que la empresa chilena de generación distribuida, adquirida en 2021 por la firma canadiense Brookfield Renewable, ofrece soluciones a medida de generación distribuida para el sector comercial, industrial y agrícola, en pos de reducir las facturas energéticas y las emisiones de gases de efecto invernadero de la matriz. 

Soluciones que van desde instalaciones en techos, suelo, estacionamientos (carports) e incluso sobre el agua, como es el caso de la ubicada en Quilamuta, Región de O’Higgins, siendo la planta solar fotovoltaica flotante más grande del cono sur.

Tal es así que Solarity cuenta con más de 170 plantas en funcionamiento en todo Chile, que totalizan alrededor de 90000 paneles solares instalados, los cuales ya generaron más de 100 GWh y evitaron más de 80000 toneladas de CO2. 

A lo que se debe agregar que esta no es la primera vez que ambas instituciones cerraron un acuerdo de colaboración, ya que a principios del 2023 lanzaron una colaboración por USD 25.000.000; por lo que, bajo la mirada de su gerente general y cofundador de Solarity, este nuevo convenio con Santander “marca un hito dentro de las etapas de crecimiento

“Para que el crecimiento ocurra, es sano que existan instituciones financieras de la talla de Santander interesados en apoyar este tipo de iniciativas y proyectos. Incluso nuestra empresa crece a una tasa muy atractiva, de aproximadamente 50% al año, por lo que la expectativa es invertir rápidamente el financiamiento dado”, afirmó Horacio Melo.

“Además, tenemos abiertas las conversaciones con Santander para seguir creciendo y buscando nuevas formas de financiamiento para ello”, manifestó dejando entrever posibilidades de más líneas para el futuro próximo en el país. 

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La SIE recomienda la concesión definitiva de más de 100 MWp solares en República Dominicana

El segundo semestre del año 2024 inicia con buenas noticias para el sector energético renovable. En la primera semana del mes de julio, la Superintendencia de Electricidad (SIE) publicó nuevas resoluciones recomendando a la Comisión Nacional de Energía (CNE) la concesión definitiva de tres proyectos fotovoltaicos.

Se trata del Parque Solar Fotovoltaico El Güincho (75 MWp y 65 MWn) de SOCIEDAD AKUOPOWERSOL S.A.S., el Parque Solar Eco Sur (25.3 MWp y 20.125 MWn) de RAAS SOLAR S.R.L., y el Parque Fotovoltaico Integra Solar (13.7 MWp y 9.9 MWn) de Integra Power S.A.S.

El primero de estos, a ubicarse en el municipio San Antonio de Guerra (provincia de Santo Domingo) incluye un sistema de almacenamiento por baterías de hasta de 20.7 MW con capacidad de operar hasta cuatro horas, llegando a una energía de 82.8 MWh.

El segundo, que se ubicará en el Distrito municipal la Victoria, dentro del municipio Santo Domingo Norte, provincia Santo Domingo, se trata de una nueva iniciativa impulsada por la peticionaria RAAS SOLAR, que ya acumula más expertise tras la concesión obtenida en su parque solar Eco Norte de 7.5 MWp el año pasado.

Y la tercera, contará con obras a localizarse en la sección El Toro, distrito municipal Hato Viejo, municipio Santo Antonio de Guerra, provincia Santo Domingo.

En total, estos proyectos sumarían una capacidad instalada de 114 MWp y 95,02 MWn, con una vida útil a concesionar de 25 años, de acuerdo con las resoluciones emitidas por la SIE. De obtener también el visto bueno de la CNE, podrían sumarse al grupo de proyectos que obtengan contratos durante este año.

De acuerdo con el Ministerio de Energía y Minas de República Dominicana al cierre del 2023 se registraban 1,126.25 MW de capacidad renovable instalada, que representaría un crecimiento de más del 103 % en los últimos tres años.

Aquello no sería todo. Actualmente, se estarían construyendo más de 1,300 MW en proyectos fotovoltaicos para ser interconectados en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), demostrando una voluntad de actores públicos y privados para viabilizar nuevos proyectos en República Dominicana.

En buena parte, estas cifras favorables para el sector energético renovable  merecen al ritmo de aprobación de concesiones para proyectos energéticos de los últimos años. Sin ir demasiado lejos, en el primer semestre del año, fueron 30 los proyectos con trámite favorable en la CNE; de los cuales, 8 obtuvieron concesiones definitivas y 22 avanzan con provisionales. Y entre aquellos con concesiones definitivas, 6 fueron proyectos fotovoltaicos a los que se les recomendó la suscripción de contratos a 25 años para un total de 647,48 MW.

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El gobierno Chile adjudicó más de 11 GWh de capacidad de almacenamiento en terrenos fiscales

El Ministerio de Bienes Nacionales de Chile adjudicó 6 proyectos en la concesión de terrenos fiscales para el desarrollo, construcción y operación de sistemas de almacenamiento, con destino a conectarse en subestaciones del Sistema Eléctrico Nacional. 

El gobierno seleccionó a las firmas Konavle, La Pastora Energía, FreePower Group y Jinko Power para llevar a cabo los proyectos que sumarán 11,6 GWh de capacidad de almacenamiento a lo largo de 6 macrozonas identificadas por el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN). 

Los mismos resultaron ganadores entre las más de 110 propuestas y entre una oferta de 140,5 GWh que fue casi once veces superior a la capacidad máxima requerida de 13,2 GWh que determinó el gobierno dentro de la convocatoria del plan nacional para impulsar proyectos de sistemas de almacenamiento de energía en terrenos fiscales. 

Y cabe recordar que la ejecución del proyecto no podrá exceder del 30 de junio de 2027; aunque el concesionario podrá solicitar el término anticipado del contrato, sin sanción alguna, siempre y cuando acredite que participó de algún proceso licitatorio relacionado con sistemas de almacenamiento del Ministerio de Energía realizado entre 2024 y 2025, siempre que se trate del mismo proyecto descrito en este proceso de storage en terrenos fiscales.

Energía Estratégica trae a continuación el detalle de los grandes proyectos ganadores de la convocatoria y el proceso dado en cada una de las macrozonas distinguidas por el CEN:

El proyecto “BESS Boreal” de la firma Konavle SpA fue adjudicada en el área N°1, para la cual hubo 16 solicitudes admitidas a trámite (divididas en 11 subestaciones) por un total de 14.499 MWh de capacidad de almacenamiento. 

“BESS Boreal” se ubicará en un inmueble fiscal de la comuna de Pozo Almonte, región de Tarapacá, se conectará a la subestación Nueva Lagunas y tendrá una capacidad de storage de 2.000 MWh; por lo que en este caso no se asignó el máximo requerido según lo establecido en por el Coordinador Eléctrico (3,6 GWh). 

Por el lado de la macrozona N°2 (capacidad máxima de 3,2 GWh) recibió 39 ofertas que sumaban  63.705 MWh entre 17 subestaciones. Y la iniciativa “Kimal Sur”, perteneciente de la firma La Pastora Energía fue elegida para llevarse adelante, por lo que se ubicará en Tocopilla (Antofagasta), se conectará а la S/E Kimal y tendrá 3.200 MWh de capacidad y 12,8 horas de almacenamiento. 

Mientras que para la macrozona N°3, la de menor disponibilidad (sólo 0,6 GWh) se presentaron 9 iniciativas (por 4.899 MWh) a lo largo de 6 subestaciones; que dieron como ganador al proyecto SAE FPG Andes 2 (600 MWh) de FreePower Group, que se localizará en un terreno fiscal de Antofagasta y podrá almacenar energía por 8,5 horas. 

Para la cuarta área fue asignada la central Monte Mina (de La Pastora Energía), con capacidad de storage de 1800 MWh por 12 horas en Antofagasta; la cual se impuso entre las 13 solicitudes admitidas a trámite que totalizaban 15.214 MWh. 

La quinta macrozona fue otra de las más demandadas por el sector energético de Chile, dado que hubo 19 propuestas divididas en 9 subestaciones por un total de 26.861 MWh de almacenamiento. 

Allí fue el proyecto denominado “BESS Amanecer Nueva Energía 3” de Jinko Power el que obtuvo la adjudicación y por tanto tendrá la concesión de una central en la comuna de Diego de Almagro, región de Atacama, que se conectará a la S/E Cumbre con una potencia de 2.400 MWh.

En tanto que el SAE FPG Agrosuper 2 de FreePower Group SpA abarcó toda la capacidad licitada en la macrozona N°6, para la cual se exteriorizaron 15 ofertas por 15.322 MWh. 

Dicho proyecto tendrá 1600 MWh de capacidad de storage por 6,8 horas, se desarrollará y construirá en la comuna de Freirina (región de Atacama) y se conectará a la subestación Agrosuper, de acuerdo a la información aportada por el Ministerio de Bienes Nacionales de Chile.

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Superar los retos ambientales y topográficos: Telener 360 innova para aprovechar el potencial eólico en el Caribe

Telener 360, empresa de ingeniería para el sector eléctrico y de telecomunicaciones, se destaca en el ámbito de las energías renovables por su especialización en la proyección de torres de recurso eólico y de torres meteorológicas, así como la distribución de equipos LiDAR y monitoreo de aerogeneradores a través de esos sistemas.

De allí que su equipo de profesionales, que trabajaron en proyectos desde Estados Unidos hasta Chile, sean reconocidos como expertos en medición del recurso y optimización de la producción eólica en todo el continente.

En la región del Caribe en especial, la empresa acumula experiencia y participación activa en mercados como el dominicano y puertorriqueño, llegando a reflexiones muy importantes sobre el potencial no explorado en las islas por algunos riesgos climáticos y topográficos que se anteponen a la factibilidad de los proyectos, y porqué Telener 360 sí ha podido hacerlo.

«Al colocar una torre meteorológica en la cresta de una montaña, se generan esfuerzos considerablemente mayores debido al factor topográfico. Por ejemplo, una torre ordinaria de 120 a 140 metros requiere una masa un 30-35% más pesada en comparación con torres en terreno plano, y los esfuerzos en las riendas y retenidas son hasta un 200% mayores», introdujo Luis Rafael Ordóñez Segura, CEO de Telener 360.

Durante su participación en el último evento de Future Energy Summit (FES) en el Caribe, Rafael Ordóñez insistió en que la turbulencia en las zonas montañosas de las islas presenta un desafío importante que hace que algunas inversiones tambaleen si es que no se cuenta con aliados en medición como Telener 360.

«Si bien hay vientos muy positivos y favorables, los costos asociados a desarrollar en esas zonas representan un factor de riesgo alto. Entonces sí, sí hay un equilibrio que hay que buscar, pero al final del camino hemos logrado implantar ya algunas torres en esas condiciones y creo que los proyectos van avanzando y seguramente habrá parques eólicos ahí», mencionó Ordóñez.

Otro reto clave aparecería en el monitoreo y la calidad de la data recolectada. En respuesta a aquello, Telener 360 tiene como objetivo un monitoreo que se enfoque en la disponibilidad, evitando la degradación de las mediciones y asegurando una correlación precisa. «Nuestro objetivo es proporcionar data de alta calidad para que empresas como UL puedan procesarla con mínimas incertidumbres», explicó Ordóñez durante el panel de debate de FES Caribe denominado “Las oportunidades de la energía eólica en la región”, del que también participaron referentes de UL, AES, Marsh y EGE Haina.

Para lograr esto, Ordóñez explicó que Telener 360 ha integrado diferentes Data Loggers y generan alertas cuando la correlación de los anemómetros a cierta altura sale de lo que es el parámetro que marca la norma, cuando el gradiente de la estabilidad atmosférica por la temperatura también se está viendo muy afectada, dando un indicador de que alguno de los dos está fallando mediante las herramientas que ya se usan vía Python.

Telener 360 también está innovando en la evaluación del recurso eólico marino y busca trasladar los principales hallazgos que tuvieron en la práctica en mar hacia las montañas. Por ejemplo, mencionó que  «en el mar, el LiDAR está en constante movimiento y a pesar de que tiene unas pendientes muy pronunciadas por el comportamiento propio del agua, la velocidad que está midiendo es muy correlacionada con una torre fija. Por ende ese algoritmo que estamos calculando para compensar y entender cómo se mueve el mar, si lo movemos como quien dice en tierra puedes modelar de una manera más ágil lo que es la montaña».

Visto aquello, a pesar de los numerosos desafíos, Telener 360 continúa avanzando en sus proyectos, destacando la importancia de la innovación y la adaptación a condiciones difíciles «De esa manera, podemos llegar a un punto donde el LiDAR por sí solo pueda ser una solución disruptiva que baje el costo significativamente en las campañas eólicas y sea un reto menos», concluyó Luis Rafael Ordóñez Segura, CEO de Telener 360.

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Cabrera: “Los players tienen que poner mucho equity para promover el almacenamiento stand alone en Chile”

Sphera Energy, empresa que opera en el sector energético desde hace más de 10 años desarrollando proyectos, fue una de las grandes empresas chilenas que participó del mega evento FES Iberia, organizado por Future Energy Summit.

Carlos Cabrera, managing partner de la compañía y past president de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL), analizó el panorama internacional de la transición energética en Iberoamérica, donde apuntó principalmente a los retos y oportunidades a los que se enfrenta el almacenamiento en Chile. 

“Hubo una penetración acelerada de renovables en el país, que hoy nos tiene en casos de negocio con una efervescencia importante por incorporar sistemas de almacenamiento (SAE), de tal modo que existen 3,5 GW en calificación, 2,5 GW aprobación, 1 GW en construcción y cerca de 500 MW operando”, aseguró. 

Además, a principios del mes pasado finalmente se publicó el DS 70/2023, que modifica el reglamento de transferencias de potencia entre empresas generadoras establecidas en la Ley General de Servicios Eléctricos. Hecho que representó un nuevo hito en el impulso para el almacenamiento y las energías renovables, dado que el sector energético chileno esperó su actualización por mucho tiempo. 

Una de las principales modificaciones del reglamento en cuestión está vinculada al porcentaje de reconocimiento de potencia inicial de un SAE o de la componente de storage de un parque renovable híbrido; a tal punto que para aquellos proyectos con capacidad de almacenamiento menor a una hora, no se reconoce ningún porcentaje, pero a partir de aquellos que sí puedan acumular energía por más de una hora, el porcentaje varía desde 36% hasta 100%. 

“Eso permitió que los bancos vean a Chile como un caso de almacenamiento stand alone, pero el pago por capacidad no es suficiente. Los players tienen que poner mucho equity para promover el almacenamiento stand alone en Chile”, alertó Cabrera. 

“Incluso, las entidades financieras piden 50% de equity para promover esos proyectos, lo que entorpece un poco cómo avanzan los sistemas de almacenamiento, pero de todos modos el sector está muy dinámico”, agregó durante el evento que reunió a 400 participantes de más de 30 empresas y entidades de gobierno. 

Y cabe recordar que si bien el gobierno eliminó la mega licitación de almacenamiento del proyecto de ley de transición energética que aún se debate en el Senado, aún está en marcha el plan nacional para impulsar proyectos de sistemas de almacenamiento de energía en terrenos fiscales

El mismo tiene por objetivo que los SAE se conecten a alguna subestación del Sistema Eléctrico Nacional y está abierto a todo tipo de tecnologías (química, potencial, térmica, entre otras), pero con la particularidad de que existe límite de capacidad de almacenamiento a emplazar en cada una de las macrozonas identificadas por el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN)

 

Más retos para el sector

El managing partner de Sphera Energy y past president de ACESOL identificó más barreras para el desarrollo de distintas tecnologías en Chile, ya sea desde el ámbito social, económico y de gestión actual y a futuro. 

“En cuanto al hidrógeno se busca un factor de planta muy alto y un CAPEX muy bajo para que finalmente el kilogramo de hidrógeno sea lo más competitivo posible a nivel mundial. Pero los giga proyectos están con fuerte problemática de oposición de las comunidades, dado que se ubican en locaciones muy aisladas y el modelo de valor compartido lo tiene muy en claro las comunidades”, apuntó. 

Mientras que para la generación distribuida reconoció que el mercado cuenta con problemas de financiamiento para llevar a cabo proyectos tipo Net-Billing (hay 248,5 MW instalados actualmente)

En tanto que los PMGD sostuvo que “generalmente se cuestiona que éstos deben tener más planificación porque sino puede haber un crecimiento descontrolado”, a pesar que su participación aumentó exitosamente a lo largo de los últimos años hasta alcanzar 3106 MW de potencia operativa. 

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Estructuración financiera renovables en Honduras: la banca versus riesgo de contraparte 

El mundo financiero está al pendiente de las definiciones a las que llegue la tan esperada Licitación pública e internacional de potencia y energía a largo plazo de Honduras. Aquella, que se convocaría este año 2024 para contratar en el orden de 1500 MW, de acuerdo con declaraciones de Erick Tejada, secretario de Estado en el Despacho de Energía y gerente de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).

“Esta nueva licitación creo que ofrece una oportunidad para la ENEE de llamar y atraer al mercado nuevas tecnologías y una diversificación de matriz que es necesaria para nuestro sistema. Pero la ENEE tiene que estar consciente de las condiciones esperadas en el mercado para satisfacer con suficiente confort a la banca y a los inversores”, observó Alberto Dumas, socio fundador de Central American Capital Partners y director financiero de ESCO Honduras

En conversación con Energía Estratégica, este experto financiero con enfoque particular en proyectos de generación eléctrica advirtió que sería necesario que para próximos contratos se ofrezcan garantías de más alta calidad de las que se han ofrecido últimamente. 

“El mundo financiero estaría esperando una garantía más líquida para poder hacerle frente a los pagos del PPA si la ENEE se atrasa”, expresó el referente consultado que ha participado en la estructuración financiera de unos 500 MW en proyectos de diferentes tecnologías.

Es preciso recordar que en la última ola de inversión en nueva capacidad de generación que sucedió entre 2009 al 2016, las finanzas de la ENEE, ya se estaban deteriorando y la estatal eléctrica tuvo que gestionar con el Estado una garantía soberana para poder darle suficiente confort a los inversionistas y a los lenders que participaron en la mayoría de estas transacciones de poder cubrir con las obligaciones si la ENEE fallaba. Eso fue mediante un mecanismo llamado «Acuerdo de apoyo» y ese acuerdo de apoyo lo emitió la Secretaría de Finanzas (SEFIN)

¿Qué otras alternativas se podrían impulsar? ¿Qué es lo que espera el sector privado? Desde la perspectiva de Dumas, se está a la expectativa del anuncio de un mecanismo de pago confiable y de calidad. 

“Hay muchas opciones de mecanismos que se pudieran utilizar, ya sea un fideicomiso, ya sea algún tipo de carta de crédito o algún tipo de mecanismo creado apoyado por la banca internacional, las SIFI o el Banco Central. Aún no se tiene claridad sobre cuál será ese mecanismo, pero ese es el nivel de confort que se está esperando. No se sabe si es una decisión ya tomada, pero es lo que está esperando el mundo financiero”, insistió. 

Respecto a lo que es la bancabilidad de los proyectos, el offtaker que en este caso sería la ENEE continúa atravesando un momento complicado debido a las pérdidas técnicas y no técnicas que repercute en sus finanzas. 

En tal sentido, además de estos mecanismos que dicen que esperan, desde la banca también esperan que se minimice el riesgo de la contraparte para tener una mayor certeza para financiar los nuevos proyectos de generación que puedan presentarse en este eventual convocatoria. 

“Todavía sí hay apetito de la banca, tanto de la banca local como regional, para poder participar en este tipo de proyectos. Pero generalmente lo que se espera es que entren mecanismos de financiamiento con recursos limitados o recursos fuera de proyecto por la calidad del offtaker”, planteó Dumas, y ejemplificó: 

“El tema es el siguiente, si la ENEE y los promotores que piensan participar en esta licitación esperan poder financiar estos proyectos por medio de project finance sin recurso, la calidad del offtaker deja mucho que desear (…) Y cuando menciono project finance sin recursos, me refiero a garantías fuera del proyecto, pero el equity siempre te lo va a exigir la banca, ya sea banca comercial o banca multilateral”. 

De esa manera, no está 100% descartada la posibilidad de que proyectos que eventualmente participen de la licitación por venir puedan acceder a project finance. Siguiendo con el análisis del especialista, además del offtaker también dependerá de la calidad del sponsor del proyecto con “suficiente experiencia y músculo financiero para poder financiar bajo las condiciones actuales de la ENEE”.

Respecto a las posibilidades de que ingrese financiamiento externo al país, Dumas indicó que bancas de desarrollo y Export Credit Agency de otros países sí han participado en operaciones recientes, pero subrayó que de cara a una posible licitación de 1500 MW se requeriría movilizar una mayor cantidad de recursos que se estima que pudiera llegar alrededor de 2.000 millones de dólares o más en inversiones. 

De allí, valoró como urgente enviar señales claras de cómo será la próxima licitación. Transparentar cuanto antes los Términos de Referencia sería una clave.

“Hoy en día estamos en una etapa en donde hay muchas cosas por en el aire, no se tiene todavía claridad de qué es lo que estaría pidiendo la ENEE. No se tiene claridad sobre las tecnologías permitidas, tamaños de proyectos, sitios de interconexión. Todo va a depender de los requerimientos técnicos de la ENEE, así como de los plazos y tecnologías que sean permitidas para esta licitación. 

Una vez clarificado eso. Debe haber una mayor coherencia y ofrecer una solución holística para poder darle confort a todo el universo de opciones de financiamiento desde las SIFI, Export Credit Agency y banca comercial, porque con 1500 MW estamos hablando de una cantidad sustancial para el tamaño de la economía de nuestro país”, cerró Alberto Dumas, socio fundador de Central American Capital Partners y director financiero de ESCO Honduras.  

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UPME propone 7 acciones para avanzar la transición energética justa con perspectiva de género

De acuerdo a las estimaciones de la Asociación de Energías Renovables (SER COLOMBIA), se esperan 35 nuevos proyectos entregando energía a diciembre del 2024 en comparación al 2023 y existen otros 44 en desarrollo que iniciarán construcción entre el segundo semestre 2024 y 2025.

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

Bajo esta premisa, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) publicó un informe (ver documento) sobre la transición energética justa desde un enfoque de género con perspectiva territorial e interseccional en el que aborda una serie de acciones cruciales para comprender las desigualdades de género en el contexto de los proyectos minero-energéticos y cómo estas pueden contribuir a subsanarlas.

De esta forma, a través de los siguientes 7 puntos, la UPME busca sentar las bases para lograr mayor inclusión de género en su misión institucional de descarbonizar la economía colombiana. Estos son:

1.Reconocimiento de las desigualdades de género y sus implicaciones territoriales:

A través de un enfoque transversal, es fundamental comprender cómo estas desigualdades se manifiestan en diferentes contextos territoriales. Esto implica realizar estudios detallados sobre las necesidades y capacidades de las comunidades en cada región, considerando factores como el acceso a recursos, la distribución del trabajo remunerado y no remunerado, y las dinámicas socioeconómicas locales.

2.Generación de oportunidades económicas y laborales para las mujeres:

De acuerdo al reporte, los proyectos de transición energética deben contar con medidas específicas para promover la participación económica y laboral de las mujeres en el sector minero-energético. Esto puede incluir programas de capacitación y formación profesional dirigidos a mujeres, políticas de igualdad salarial y oportunidades de ascenso, así como medidas para eliminar barreras de acceso al empleo.

«Dichas medidas son unos primeros pasos en un marco de acciones que deben apuntar a la creación de comunidades energéticas y distritos mineros que viabilicen la materialización de iniciativas económicas comunitarias y populares que contribuyan a la eliminación de las desigualdades de género generando empleos formales con salarios dignos que ayuden a las mujeres a obtener independencia económica en sus territorios», explica.

3.Promoción de la equidad de género en las comunidades:

Es crucial integrar la equidad de género en todas las etapas de los proyectos minero-energéticos, desde la planificación hasta la implementación y el monitoreo. Esto implica garantizar la participación activa y significativa de las mujeres en la toma de decisiones, así como la incorporación de criterios de género en la evaluación del impacto social y ambiental de los proyectos.

4.Abordaje de la interseccionalidad y las relaciones de dominación:

Según UPME, la perspectiva interseccional es fundamental para comprender las interacciones entre diferentes formas de discriminación y opresión, como el patriarcado, el racismo y el colonialismo. Los proyectos de transición energética deben tener en cuenta estas relaciones de dominación y trabajar activamente para mitigar sus impactos en las comunidades más vulnerables, incluyendo a las mujeres afrodescendientes, indígenas, LGBTIQ+ y otras minorías.

5.Investigación y recolección de datos desagregados por género

«Es necesario recopilar datos desagregados por género en todas las etapas de los proyectos minero-energéticos, con el fin de identificar las necesidades específicas de las mujeres y evaluar el impacto de las intervenciones en la equidad de género. Esto requiere la colaboración entre instituciones gubernamentales, organizaciones de la sociedad civil y el sector privado para garantizar la disponibilidad y accesibilidad de datos confiables y actualizados», señala el informe.

6.Promoción de políticas públicas con enfoque de género:

Se deben desarrollar e implementar políticas públicas con un enfoque de género en el sector minero-energético, en concordancia con los lineamientos establecidos por el Ministerio de Minas y Energía. Estas políticas deben abordar de manera integral las necesidades y derechos de las mujeres en el ámbito laboral, económico, social y ambiental, y contar con mecanismos efectivos de monitoreo y evaluación.

7.Participación activa de las mujeres en la construcción de un futuro energético sostenible:

Finalmente, UPME reconoce la importancia de garantizar la participación activa y significativa de las mujeres en la construcción de un futuro energético sostenible y equitativo.

Y concluye: «Esto implica reconocer a las mujeres como agentes de cambio en sus comunidades, fomentar su liderazgo y capacidad de toma de decisiones, y valorar su contribución a la transformación de los sistemas energéticos».

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Solis a la expectativa de un repunte del mercado fotovoltaico en México

El 1 de octubre de 2024, asumirán nuevas autoridades de gobierno en los Estados Unidos Mexicanos. Claudia Sheinbaum, presidente electa de México, anticipó que en su gestión impulsaría el “Segundo Piso de la Cuarta Transformación” y, entre las personas de su gabinete que contribuirían a lograrlo estaría Luz Elena González Escobar, anunciada como próxima Secretaria Nacional de Energía.

¿Qué medidas de política pública energética ejecutarán? ¿Qué mecanismos y programas de fomento promoverán para las energías renovables? Son algunas de las preguntas que resuenan en los meses previos al inicio del nuevo sexenio.

“Hay mucha expectativa por el tema del cambio de gobierno. México seguirá siendo un mercado principal para el tema de energía. Hay mucha inversión llegando aquí y, obviamente, todos estamos interesados en saber qué va a pasar”, expresó Sergio Rodríguez Moncada, CTO de Solis para América Latina.

En una reciente entrevista en el marco de la primera edición de Future Energy Summit (FES) en México, el portavoz de Solis compartió su visión como fabricante líder de inversores del momento que atraviesa el mercado y de la oportunidad que se abre para recuperar el ritmo de incorporación de energía solar en el nuevo sexenio.

“Espero que podamos superar los 850 MW de capacidad instalada aquí en México en generación distribuida y que, con el cambio de gobierno, se den señales positivas de que los cambios regulatorios sean para mejor”, consideró.

La Comisión Reguladora de Energía (CRE) informó que en 2023 la capacidad total instalada en sistemas de generación de hasta 0.5 MW escaló a 3,361.69 MW; de los cuales, 3,339.31 MW corresponden a tecnología solar fotovoltaica y 731,91 MW se incorporaron durante el año 2023, registrando la mayor adición anual de su historia (ver más).

Visto aquello, la proyección del portavoz de Solis demuestra una vez más el ánimo de la iniciativa privada por sostener una curva de crecimiento que permita superar récords de años precedentes en pos de contribuir a la maduración y competitividad del mercado.

No obstante desde el gobierno actual, mediante la Secretaría de Energía de México (SENER) se tendría una mirada más conservadora. De acuerdo con el Programa de Desarrollo del Sector Eléctrico Nacional (PRODESEN) para el periodo 2024-2038, la SENER pronostica una capacidad instalada de 3,963 MW para la generación distribuida fotovoltaica este año 2024; es decir, un crecimiento de 624 MW.

Volviendo a la óptica del empresario fotovoltaico para que la curva siga en alza no solo este 2024 sino que se sostenga en el tiempo, sería preciso señales claras de que la política y regulación no impedirán su crecimiento durante este sexenio y que podrá evaluar alternativas que permitan una mayor penetración.

En tal sentido, Sergio Rodríguez trajo a colación la necesidad de volver a discutir sobre ampliar el límite de la generación distribuida como lo hacen otros mercados de la región.

“Cada año estamos creciendo un 20-30%, lo cual está muy bien. Creo que el mercado ya está bastante consolidado. A pesar de que tenemos una regulación un poco desactualizada con el límite de 499 kW, creo que es una regulación bastante noble porque permite la inyección a la red. O sea, tú tienes tu casa o tu negocio y puedes inyectar durante el día y recuperar de la noche el neteo. Es una política que ha ayudado a que el mercado crezca.

Sin embargo, creo que ya estamos en una etapa en la que 499 kW no representan ni el 1% del consumo de una empresa o de una industria. Ya es momento de poner sobre la mesa y analizar cómo en otros mercados, como el caso de Brasil y Chile, el límite de la generación distribuida ya está por arriba de los 3-5 MW. Si tuviéramos esto en México, el panorama sería completamente distinto, tendríamos bastante trabajo y, sobre todo, creo que nos ayudaría a acercarnos más a las metas del cambio climático y mitigar emisiones”, declaró en diálogo con Guido Gubinelli, director periodístico de Energía Estratégica.

Y añadió: “En total, en México a nivel global de capacidad instalada, son 3.3 GW de generación distribuida gracias a la regulación actual. Ahora, imaginémonos que el límite de 499 kW se sube a 3-5 MW. El boom sería enorme”.

Por otro lado, en utility se refirió a la ola de inversiones solares fotovoltaicas motivadas por las tres primeras subastas y la conveniencia de los precios logrados para la competitividad del mercado. Lo cual, refleja -desde la perspectiva del fabricante- la conveniencia de regresar a esos mecanismos y «quitar el freno de mano» con nuevos proyectos de energías renovables privados.

“Fueron mecanismos del sexenio anterior originados de la reforma energética que hubo, en la que se atrajo mucha inversión. Realmente, todo el mundo estaba pensando en México. Llegamos a la tercera subasta con un costo de US$20 MWh en 2018. Sin embargo, cambió el sexenio y todo se puso en la congeladora. Desconocemos las razones, pero esperemos que en el cambio de sexenio, con las necesidades y la gran demanda de energía que hay, los proyectos de utility puedan despegar o volver.

Sobre todo, creo que es necesario continuar esa trayectoria que había antes, porque no es necesario inventar el hilo negro. Realmente, ya está toda la regulación, ya están todos los players aquí, simplemente es que nos dejen trabajar”, concluyó Sergio Rodríguez Moncada, CTO de Solis para América Latina.

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COES lanza nueva versión de Monitoreo del SEIN con información clave para los agentes

Según el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), la creciente complejidad del sistema eléctrico genera mayores necesidades de confiabilidad y seguridad. A pesar de las inversiones en sistemas de software y hardware con estándares internacionales, como el lanzamiento de la base de datos en la nube con la plataforma ORACLE, aún existen desafíos en sistemas y ciberseguridad.

Para llevar más transparencia y superar esas barreras, a partir de ayer, el Comité lanzó la versión beta del Dashboard de Monitoreo del SEIN, uno de los proyectos ganadores de la HackaCOES, una iniciativa dirigida a colaboradores del COES y sus agentes integrantes que busca impulsar el desarrollo de soluciones para fortalecer el sistema eléctrico peruano.

El dashboard fue desarrollado por el equipo compuesto por Alfredo Montalva, Ronaldinho Vargas Cano, Joshua Rojas, Leslie Jennifer Espinoza Quispe y Pedro Alexander Ancajima Arróspide.

Esta herramienta innovadora consolida información operativa clave del sitio web del COES y facilita una toma de decisiones más informada y eficiente para los agentes del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.

Presenta información de forma detallada en tiempo real y se divide en 4 segmentos: Generación (MW), Producción de Energía (GWh), Ubicación Centrales y Parques Generación SEIN. De esta forma, en la plataforma se pueden encontrar datos relacionados al Plan de Transmisión, Nuevos Proyectos, Programa de Operación, Demanda de los Agentes, Mercado Mayorista y mucho más.

También se pueden consultar información importante como los costos marginales, producción de energía, estadísticas de fallas, entre otros.

De esta forma, esta nueva versión consiste en el diseño de interfaz para consulta masiva de datos dinámicos que permita un análisis ágil y efectivo para los agentes. El objetivo es ofrecer datos útiles a los agentes, mediante un dashboard Power BI que impacte de forma medible en sus operaciones.

Esta versión virtual es el resultado de la co creación entre actores relevantes del sector eléctrico peruano para el bien común del país. Tiene como objetivo fidelizar el rol que cumple el COES y  lograr la mejor eficiencia en la operación mediante el otorgamiento de datos en tiempo real del sistema eléctrico.

En este marco, COES invita a sus Agentes a probarla y compartir sus comentarios. Las opiniones serán tomadas en cuenta de manera especial de cara al perfeccionamiento y lanzamiento oficial del Dashboard.

 

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SER Colombia prevé 35 nuevos proyectos renovables entregando energía a diciembre del 2024

Como ya había anticipado Energía Estratégica, días atrás, el sistema eléctrico colombiano alcanzó el hito de superar 1 GW de capacidad instalada solar con la entrada en operación comercial de los proyectos solares La Loma y Fundación, gestionados por Enel.

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

Tras semejante logro, la Asociación de Energías Renovables (SER COLOMBIA), publicó un informe ratificando los últimos proyectos en entrar en operación y los avances de los 44 en desarrollo previstos para iniciar construcción en 2024/2025.

 

De acuerdo al relevamiento, en lo corrido del año, 12 proyectos solares de gran escala entraron en operación comercial, aportando 669 MW de nueva capacidad. Adicionalmente, entraron en operación 17 proyectos de Autogeneración y generación distribuida (28 MW). Esto incluye los seis primeros parques solares despachados centralmente: La Unión en Córdoba, El Paso y La Loma en Cesar, Fundación en Magdalena, Porton del Sol y Tepuy en Caldas.

Además, advierte que el número de proyectos en pruebas aumentó a 10 (8 solares y 2 eólicos) los cuales totalizan 629 MW de capacidad.

«Entre proyectos renovables en operación comercial y en fase de pruebas, se están entregando al sistema 1959 MW de capacidad instalada (incluye los 504 MW previos a diciembre del 2023)», explica.

De esta capacidad instalada en el sistema interconectado, 1.333 MW corresponden a capacidad instalada solar en operación comercial. Según XM, se distribuye así: 593 MW en generación a gran escala despachada centralmente; 519 MW en en generación a gran escala no despachada centralmente; 11.7 MW en generación distribuida; 68 MW en autogeneración a gran escala y 142 MW en autogeneración a pequeña escala.

A su vez, SER Colombia alertó que existen 14 proyectos más en construcción (7 de ellos con un avance mayor al 75%) que totalizan 162 MW y se prevé que entrarán en operación antes del primer trimestre del 2025.

Por su parte, al  primero de junio del 2024, la Asociación de Energías Renovables identificó 44 en desarrollo previstos para iniciar construcción en 2024/2025. De estos: el 6% pasó a RTB/construcción, 4 de ellos (190 MW) están por iniciar construcción (RTB); 4 proyectos 49.7 MW tienen un avance en el desarrollo superior al 50%, 29 proyectos (1475 MW) con avance menor al 50%.

En tanto a las gestiones administrativas, se resolvió el 43% de los tramites asociados a estos 44 proyectos, el 42% avanzan pero aun no se resuelven y el 15% restantes permanecen en stand by.

En conclusión, a pesar de reconocer que existen ambiciosos retos regulatorios a superar en el país, Ser Colombia se muestra optimista y conclue: «Se esperan 35 nuevos proyectos entregando energía a diciembre del 2024 en comparación al 2023. Adicionalmente existen otros 44 en desarrollo que iniciarán construcción entre el segundo semestre 2024 y 2025 los cuales totalizan al menos 2.200 millones de dólares de inversión».

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Rodríguez Chirillo confirmó nueva ley de hidrógeno y actualización de la Estrategia Nacional de Argentina

El secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chrillo, abrió las puertas a un nuevo marco normativo para el avance del hidrógeno en Argentina y la actualización de la Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del H2, tras la reciente aprobación de la Ley de Bases, que contempla el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI)

“Además de tener una norma estructural del RIGI y la iniciativa privada, es posible que presentemos un proyecto de ley de hidrógeno. El mismo será acotado, donde se traten temas vinculados a las normas técnicas, esquemas de certificación, H2 en redes de gas (blending), entre otros puntos”, manifestó. 

“También revisaremos la Estrategia Nacional de hidrógeno, ya que merece una actualización. Y nuestra hoja de ruta sigue con el dictado de normas técnicas para terminar con los esquemas de certificación”, agregó durante un encuentro organizado por la Unión Europea, el Círculo de Políticas Ambientales y el CEARE al que Energía Estratégica fue invitado. 

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

¿A qué se debe ello? Más allá de la vieja ley N°26123 (promulgada en 2006 y vencido su plazo de ejecución en 2021), Rodríguez Chirillo apuntó que la iniciativa presentada el año pasado por la gestión presidencial de Alberto Fernández (y Flavia Royon al frente de la Secretaría de Energía) resultó “extremadamente burocrática” y que no contemplaba la posibilidad de hacer proyectos de hidrógeno pequeña escala.

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Incluso, la actual subsecretaria de Transición y Planeamiento Energético, Mariela Beljansky, ya había anticipado que desde el gobierno trabajaban en ajustar la propuesta de ley en la materia y que el Estado no obstaculizaría el esfuerzo del sector privado.

“Queremos que los proyectos de H2 tengan la chance de existir y luego, naturalmente, vendrá la posibilidad de hacer acuerdos con proveedores locales porque los ayudará a ser más competitivos o por los servicios de post-venta, pero es una decisión del inversionista y debe tener total libertad de contratar los proveedores que desee”, apuntó Beljansky meses atrás.

En tanto que la Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno sigue la línea del proyecto de ley que la administración anterior elevó al Congreso en junio del 2023. A tal punto que la misma 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% será para exportar.

“La clave está en que la Unión Europea, en su fase 2 de cara al 2030, debe adquirir 10 millones de toneladas de hidrógeno verde en países asociados. Y ahí Argentina puede decir presente porque tiene los recursos renovables, agua y grandes superficies de hasta dos millones de hectáreas disponibles”, subrayó Rodríguez Chirillo. 

“Nos gustaría hacer una hoja de ruta a partir en la que podamos trabajar conjuntamente en facilitar 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, fomentar y canalizar financiamiento en inversiones en la materia y que la Unión Europea pueda comprometer fondos”, añadió.

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Expertos solicitan la separación de energía y potencia en los contratos de suministro para impulsar las renovables en Perú

Como ya había anticipado Energía Estratégica, Perú cuenta con miles de megavatios renovables a la espera de la definición del proyecto legislativo denominado “Ley que Modifica la Ley N°28832, para asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica”, la cual busca garantizar el abastecimiento seguro, confiable y eficiente del suministro eléctrico. 

Con esta iniciativa, se propone incrementar la competencia, promover inversión en nuevas fuentes de generación eléctrica, conseguir menores costos de generación y menos contaminantes, lo que contribuirá a reducir las tarifas eléctricas que pagan millones de usuarios.

Se trata de las mismas modificaciones que se plantearon en el proyecto de Ley 4565 que fue enviado en marzo del 2023 al Congreso de la República pero que no han logrado pasar a pleno.

En conversaciones con este medio, Licy Benzaquén socia en OLAECHEA, estudio jurídico con 145 años de experiencia y una reconocida trayectoria cross-border, hizo hincapié en la necesidad de aprobar esta ley y propuso una serie de medidas adicionales que ayudarían a diversificar la matriz peruana.

“Se viene reclamando desde hace mucho tiempo un cambio importante en el pago de potencia a las renovables que en los hechos depende de la tecnología en cuestión. Si bien actualmente la potencia sólo es reconocida en la hora de punta del sistema, las solares, por ejemplo, no están presentes en dicho intervalo. Por ello, nunca acceden a este pago por garantía del sistema y no pueden garantizar sus contratos”, explica. 

Y agrega: “Ello imposibilita suscribir contratos a los titulares de proyectos puramente solares. Sólo los mixtos pueden suplir esta circunstancias con otras tecnologías con lo cual no se generan los incentivos adecuados y la energía solar se vuelve menos competitiva”.

Según la experta, la comercialización en bloques horarios al estilo chileno permitiría flexibilidad a los usuarios y promovería la comercialización. Esto generará un mercado más ágil y menos rígido que impulsará la competencia y el desarrollo de nuevos emprendimientos al brindar las señales adecuadas.

“Definitivamente es fundamental que se apruebe el proyecto de ley. La energía y la potencia, desde un punto de vista comercial, son conceptos separados que pueden ser comercializados de manera independiente. Esto inyectaría mucha más versatilidad a un mercado que sigue operando sobre las bases establecidas hace 30 años y que no ha sido integralmente reformado en muchos años”, insiste.

Paralelamente, teniendo en cuenta los racionamientos de energía provocados por los efectos del fenómeno de El Niño, sugiere a las autoridades establecer un marco para la remuneración en la instalación de las baterías, ya que está iniciativa redundaría en un sistema más seguro y robusto.

De esta forma, las baterías vienen a solucionar los problemas de las intermitencias de la energía solar y se convierten en su mejor complemento al garantizar un suministro continuo y confiable de energía.

También brindó su opinión sobre la nueva ley de fomento al hidrógeno de bajas emisiones, aprobada en marzo del presente año que tiene como objetivo fomentar la investigación, el desarrollo, la producción, la transformación, el almacenamiento, el acondicionamiento, el transporte, la distribución, la comercialización, la exportación y el uso del hidrógeno verde como combustible y como vector energético en el país.

“Esta ley representa un hito importantísimo en el camino para la transición y el cambio en la matriz energética de cara a los objetivos del Plan Energético Nacional. Sin embargo, la iniciativa por sí sola no logrará crear el contexto para que las inversiones se produzcan si el sector no funciona como debe”, concluye.

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Enrique de Ramón: “AES Andes tendrá en operación 600 MW de almacenamiento a finales de año en Chile

Enrique de Ramón, vicepresidente de Desarrollo de Negocios de AES Andes, estuvo presente en el mega evento FES Iberia, organizado por Future Energy Summit, donde analizó el rol del almacenamiento de energía en Chile y cuáles son los próximos pasos de la compañía en el país. 

“El sector privado está por delante de la regulación del almacenamiento y la reacción ha sido casi reactiva para responder lo que están haciendo los privados. Por lo que el esquema que hay en Chile hace muy viable los proyectos”, sostuvo. 

Tal es así que, durante el panel de debate denominado “Panorama internacional: Transición energética en Iberoamérica”, reveló que “AES Andes tendrá en operación 600 MW de almacenamiento a finales de año en Chile”. 

Cabe recordar que la multinacional energética y posee y opera alrededor de 3740 MW en Chile, compuesto por 1.921 MW termoeléctricos, 771 MW hidroeléctricos, 370 MW eólicos, 442 MW solares fotovoltaicos, y 236 MW de sistemas de almacenamiento de energía en baterías, además de plantas desalinizadoras de agua de mar y líneas de transmisión.

En el período 2022-2023, AES dio un salto en energía limpia al entrar en servicio o adquirir 1,1 GW de capacidad de generación y 162 MW de capacidad de almacenamiento en baterías, a la par que todavía mantiene el plan reemplazar sus centrales a carbón en el país por más de 3 GW renovables. 

Además, la compañía recientemente anunció la obtención del permiso ambiental su proyecto fotovoltaico Cristales, ubicado en Antofagasta, que tendrá hasta 340 MW de capacidad solar y un sistema de almacenamiento de energía (BESS) de hasta 542 MW por 5 horas. Y se estima que la construcción comience en el cuarto trimestre de 2024, en tanto que el inicio de su operación comercial está previsto para 2028.

La apuesta de la empresa por la acumulación energética llegaría como respuesta a la problemática del curtailment, la dependencia a combustibles fósiles y la limitación de capacidad de transmisión, considerando que en muchas horas del año el precio es cero, principalmente en la zona norte del país. 

Incluso, vicepresidente de Desarrollo de Negocios de AES Andes planteó que el sur de Chile también empieza a tener curtailments de energía con la entrada de las centrales hidroeléctricas y eólicas, por lo que insistió en la importancia resolver el cuello de botella de la transmisión como eje clave para la transición y descarbonización. 

“El almacenamiento ayudará a aplanar los precios. Y es tan viable, principalmente por el reglamento de transferencias de potencia y el valor del arbitraje que puede se dé otro caso de burbuja como el que ya hubo en solar”, manifestó Enrique de Ramón. 

“El peligro es que se dispare como pasó con la fotovoltaica hace algunos años. Todo apunta que será así y la batería podría perjudicar su propio negocio, pero es muy prometedora la visión del almacenamiento, corregirá una situación de transmisión específica de Chile y al año 2025 veremos varios gigavatios en operación”, subrayó. 

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Itzel Rojas de Seraphim: “estamos con todas las expectativas puestas en el desarrollo de México”

Seraphim, fabricante líder de la industria fotovoltaica global, continúa fijando metas de crecimiento en todos los mercados. De allí, que ya están evaluando ampliar su producción de módulos para llegar a cubrir más demanda.

“Contamos con más de 20 GW de capacidad anual y planeamos superarlo a 33 GW antes de que finalice el año”, aseguró Itzel Rojas, gerente de ventas para Seraphim en Chile y México.

En su estrategia de negocios, plazas estratégicas de la región como Brasil y Chile jugaron un rol importantísimo en el último lustro. Ahora bien, en sus planes de expansión también incluyen aumentar su participación en otros mercados con gran potencial como el mexicano.

“Estamos con todas las expectativas puestas en el desarrollo de México”, subrayó la referente empresaria.

En el marco de su participación en el panel inaugural de la primera edición de Future Energy Summit (FES) en México, Itzel Rojas reconoció que si bien la dinámica del mercado había desacelerado en gran escala, el segmento de generación distribuida había logrado un crecimiento sostenido en los últimos años.

Ahora bien, reconoció puntos de mejora para poder asegurar una mayor penetración de la energía solar como de pronto sucede en Brasil y Chile. De allí, consideró que, tras la propuesta del regulador de incorporar almacenamiento en las redes como sucede en el mercado chileno, se estaría abriendo una ventana de revisión regulatoria tomando lecciones aprendidas de otros países, que podría permitir retomar aquel viejo debate de ampliar el tope de generación distribuida en México.

“Me llamó la atención que tomaran como modelo a Chile y justamente porque he estado muy cerca de este mercado. Entonces me parece una muy buena oportunidad para, por ejemplo, voltear a ver la capacidad de generación distribuida”, observó Rojas, considerando que desde el sector privado las condiciones ya estarían dadas para avanzar con más energía solar.

“Los fabricantes estamos haciendo la tarea de mejorar los precios, abaratar la energía solar para que esté al alcance de todos. Creo que hemos sido bastante competitivos en cuanto a eso. Entonces, las condiciones desde el sector privado ya están dadas”, concluyó Itzel Rojas, gerente de ventas para Seraphim en Chile y México.

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S-5! hace partnership con Solis y Trina Solar para acercar soluciones solares fotovoltaicas en Centroamérica

S-5!, la autoridad líder en soluciones de fijación solar para techos metálicos, anuncia con orgullo una asociación estratégica con los fabricantes Solis y Trina Solar para para la organización su próximo evento el “Smart Solar Tour” programado del 8 al 11 de julio en Guatemala, Honduras y Panamá.

Esta colaboración marca un paso significativo para satisfacer las necesidades de capacitación en el sector de la energía solar en Centroamérica. Con la experiencia conjunta de S-5!, Solis y Trina Solar, esta iniciativa busca impulsar la adopción de soluciones integrales de tecnología solar fotovoltaica (FV) en los mercados emergentes de la región, a través de la formación directa de fabricantes a instaladores, promoviendo las mejores prácticas de instalación FV.

Juan Carlos Fuentes, Director de Negocios Internacionales para LatAm y Europa de S-5!, enfatiza el impacto potencial del partnership y afirma: «Esta colaboración entre tres importantes empresas manufactureras tiene como objetivo dinamizar la industria solar centroamericana, empoderar a nuestros socios y clientes, y establecer nuevos puntos de referencia para instalaciones de energía solar al tiempo que apoya la transición de la región hacia un futuro energético más limpio y sustentable».

Juntos, los tres fabricantes ofrecerán capacitaciones en sitio y talleres prácticos, asegurando que los asistentes obtengan tanto el conocimiento como las habilidades prácticas necesarias para implementar la última tecnología fotovoltaica de manera efectiva y mantenerse actualizados sobre las últimas regulaciones que afectan a la industria. Para fomentar la comunidad y la colaboración, cada evento concluirá con un cóctel de networking, brindando a los asistentes la oportunidad de conectar, compartir ideas y conversar con los fabricantes expertos. Este enfoque integral garantiza que los participantes obtengan una experiencia calificada y una red profesional fortalecida para impulsar el crecimiento y el éxito de la industria.

«Esperamos que este partnership mejore las capacidades de la industria, asegurando que nuestros clientes y socios en Centroamérica tengan acceso a los más altos estándares de tecnología y técnicas de instalación de energía solar», continúa Fuentes. «Nuestro objetivo es impulsar la innovación, apoyar los mercados locales y elevar la calidad general de las instalaciones solares en la región».

Desde la perspectiva del fabricante de módulos Trina Solar, Harold Steinvorth, Director de Generación Distribuida para Latinoamérica, añade: «Nuestro objetivo es demostrar a los instaladores cómo pueden lograr ahorros, seguridad, calidad y mayor eficiencia en sus instalaciones seleccionando productos de alta calidad. Esta asociación se alinea estrechamente con nuestros valores y estamos seguros de que producirá resultados positivos casi de inmediato».

Sergio Rodríguez, CTO de Solis LatAm, fabricante líder de inversores, subraya la importancia de mantenerse al tanto de los desarrollos en la industria solar y dice: » Marcado por el cambio y la innovación constantes, el sector solar requiere un aprendizaje continuo, desde conocer los productos y regulaciones que afectan a las instalaciones hasta la evolución de las expectativas de los clientes. Es esencial que tanto los fabricantes como los instaladores permanezcan a la vanguardia de la tecnología y la innovación». Eventos como el Smart Solar Tour fomentan el intercambio de conocimientos entre los líderes de la industria, ofreciendo educación y soluciones completas para los instaladores al tiempo que promueven las mejores prácticas de la industria».

Para participar en los eventos de formación, regístrese en los siguientes enlaces:

Evento Guatemala: https://bit.ly/SmartSolarTourGUAT2024
Evento Honduras: https://bit.ly/SmartSolarTourHND2024
Evento Panamá: https://bit.ly/SmartSolarTourPAN2024

 

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Exclusiva: Balance de la primera licitación de energías renovables y almacenamiento en Puerto Rico

El primer tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) para proyectos de energías renovables y almacenamiento de Puerto Rico transita etapas finales tras meses de aplazamiento desde que la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE o PREPA, por sus siglas en inglés) haya realizado su lanzamiento en el año 2021.

“Al momento, los proyectos de Tranche 1 suman 9 proyectos de generación con +700MW de energía solar y 5 proyectos de almacenamiento en baterías con +350MW – 4hrs”, puntualizó Francisco Berríos Portela, secretario auxiliar de la Gobernación en Asuntos Energéticos y presidente de la Junta de Gobierno de la PREPA.

En detalle, aquellas cifras merecen a 435 MW de almacenamiento equivalente de cuatro horas de duración y 603,7 MW de capacidad solar adjudicados en el RFP Tranche 1. Además, se suman al total dos proyectos solares previos al lanzamiento de los RFP que adicionarían entre 120 MW y 200 MW.

A continuación, el nombre y capacidad de cada cual:

Proyectos solares fotovoltaicos RFP Tranche 1

Salinas Solar de Clean Flexible o AES (120 MW)
Jobos Solar de Clean Flexible o AES (80 MW)
Coamo Solar de Convergent (100 MW)
Pattern Barceloneta de Pattern Energy (70 MW)
Ciro Two Salinas de Ciro Group y Putnam Bridge (68 MW)
Guayama Solar de Ciro Group y Putnam Bridge (50 MW)
Tetris Power Arecibo de Interenergy y Yarotek (45 MW)
Yabucoa Solar de Sonnedix – Infinigen – Arclight (32.1 MW)
Go Green USA America Corp (38.7 MW)

Sistemas de almacenamiento RFP Tranche 1

Salinas BESS de Clean Flexible o AES (110 MW)
Jobos BESS de Clean Flexible o AES (175 MW)
Convergent ESSA – Peñuelas (100 MW)
Convergent ESSA – Caguas (25 MW)
Convergent ESSA– Ponce (25 MW)

Proyectos solares fotovoltaicos previos al RFP Tranche 1

Ciro One – 90 MW ampliable a 140 MW
Xerta Tech – 30 MW ampliable a 60 MW

Según anticipó Energía Estratégica a finales del año 2023 la Autoridad para las Alianzas Público Privadas de Puerto Rico (AAPP o P3) y el  Loan Program Office del Departmento de Energía de los Estados Unidos (LPO DOE) estaban interesados en facilitar el acceso a fondos para los proyectos renovables (ver más). Esto fue confirmado por Francisco Berríos Portela, quien aseguró:

“A pesar de que las contrataciones se completaron, al momento se están trabajando en enmiendas a contratos para hacer los mismos elegibles al financiamiento preferencial del Loan Program Office del DOE”.

Según amplió Berríos Portela, el financiamiento a través del DOE no sólo permitirá viabilizar el desarrollo de los proyectos sino que también impactará en la reducción de sus costos y, a la vez, en reducciones a las tarifas contratadas.

De esta manera, se espera que varios proyectos estén completando el cierre financiero muy próximamente e iniciando construcción antes de culminar el año. De hecho, según anticipó el presidente de la Junta de Gobierno de la PREPA  “los permisos para la construcción de los proyectos están muy avanzados y ya varios proyectos completaron los trámites”.

Siguientes convocatorias para renovables

El Plan Integrado de Recursos y Plan de Acción Modificado expuso la necesidad de realizar una serie de llamados a Solicitudes de Propuestas (RFP, por sus siglas en inglés) o mecanismos similares, con la intención de garantizar un desarrollo sostenible del sistema de energía eléctrica en Puerto Rico.

En la actualidad, además del RFP tranche 1, están en marcha en paralelo el tranche 2 y el tranche 3. Al respecto, Francisco Berríos Portela, secretario auxiliar de la Gobernación en Asuntos Energéticos y presidente de la Junta de Gobierno de la PREPA informó:

“Sobre el tranche 2 la Junta de AEE acogió el reporte que vino del Comité de Selección, ahora el Negociado de Energía está evaluando. El proceso no a culminado todavía. Por su parte, el tranche 3 está aún en el Comité de Selección”.

Al respecto es preciso indicar que si bien, adicional a los primeros tres tramos mencionados, se preveía el lanzamiento de otras tres convocatorias, la situación podría cambiar en este segundo semestre del año ya que está en plena elaboración un nuevo Plan Integrado de Recursos que incluiría un renovado Plan de Acción para la política energética puertorriqueña de los próximos años.

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

El gobierno de Argentina abre las puertas a una nueva normativa que permita resolver los contratos truncados del Programa RenovAr, a fin de brindar mayor certeza al sector energético privado del país.  

A fines del año pasado, la Secretaría de Energía de la Nación (en ese entonces a cargo de Flavia Royon) lanzó la Resolución SE 883/2023, la cual permitía compensar penalidades a los proyectos con incumplimientos de la fecha programada de habilitación comercial, deficiencia de abastecimiento de energía comprometida y/o en el cumplimiento del componente nacional declarado, mediante inversiones destinadas a la efectiva incorporación de nueva potencia renovable.

Sin embargo, esa medida no se llegó a implementar ya que nunca se formalizó la suscripción del instrumento para el acuerdo con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA), que se mencionaba en el artículo N°2 de la normativa. 

Por lo que, antes que eliminar la propia Res SE 883/2023, el Poder Ejecutivo dará lugar a que se presente una propuesta alternativa para paliar la situación y que la misma abarque no sólo abarque a proyectos con ciertas particularidades, según pudo averiguar Energía Estratégica.

Por tal motivo es que, al menos, la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) abrirá una mesa de trabajo a fin de brindar aportes que derivará a la Subsecretaría de Energía Eléctrica de la Nación, en pos de articular y consensuar una iniciativa entre el ámbito público y privado que beneficie a todo el sector. 

Cabe recordar que en septiembre del 2022, la Secretaría de Energía dio a conocer que 30 parques (total de 778 MW) optaron por la baja voluntaria mediante la mediante la Res. SE 1260/2021, la cual estableció multas que oscilaban entre USD 12500 y 17500 por cada megavatio de potencia contratada

En aquel entonces fueron 16 centrales fotovoltaicas, 4 eólicas, 6 de biomasa y 4 de biogás, y la mayoría de dichas plantas de generación habían obtenido su contrato de abastecimiento en la Ronda 2 del RenovAr (19 proyectos por 402,29 MW), seguido por aquellos  la Ronda 1.5 (9 – 372,6 MW); sumado a un emprendimiento de la Ronda 1 (1,2 MW) y otro de la Ronda 3/MiniRen (2 MW). 

Asimismo, a mediados de marzo del 2023, la autoridad nacional publicó una serie de facilidades para que los proyectos de fuentes limpias puedan concretarse, entre ellas que las penalidades por no cumplir con la COD pasen de tener un tope de 40% a 20% mensual de las ventas de energía que los parques realizan a CAMMESA. 

Mientras que en abril del 2023 se habilitó un nuevo mecanismo de salida, por la que redujo las multas mensuales a los proyectos demorados de las rondas 2 y 3 de las licitaciones públicas llevadas a cabo durante el gobierno de Mauricio Macri

Los parques que decidieran asumir la baja por esa vía debían abonar USD 35.000 por cada MW de potencia contratada, además renunciar a todo derecho, acción o reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral, ya sea en Argentina o en el extranjero, contra el estado nacional, la Secretaría de Energía y/o CAMMESA; como también a los beneficios fiscales de la Ley N° 27191. 

Es decir que, a pesar de que no se haya implementado la Res. 883/23, no será la primera vez que el gobierno tome una medida para destrabar contratos truncados (ya sea del Programa RenovAr o del Mercado a Término), en este caso mediante la interacción con el sector privado y la propuesta que éste le presente. 

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CH4 Group analiza el rol del almacenamiento con baterías e hidrógeno para la transición energética del Caribe

CH4 Group, organización de empresas dedicadas a la Ingeniería, Procura y Construcción (EPC), gerencia de proyectos, operación y mantenimiento, con amplia experiencia en las áreas del sector eléctrico, petróleo, gas, petroquímica, minería e infraestructura, tuvo una participación destacada en el evento Future Energy Summit Iberia (FES Iberia).

Allí, Luz Elena Maldonado, gerente Comercial para Latinoamérica y el Caribe de CH4 Group,  formó parte del panel de debate «Panorama internacional: Transición energética en Iberoamérica» en el que destacó el valor de las fuentes renovables principalmente para mercados aislados como los del Caribe que persiguen fortalecer su resiliencia y autonomía energética.

«La idea es tratar de impulsar todo lo que son las energías renovables en estos países y otros en los que la parte petrolera está muy en auge, tratando de acompañar a nuestros clientes hacia la transición energética», expresó.

En tal sentido, CH4 Group concibe a Puerto Rico como la puerta del Caribe a partir de la cual impulsar negocios locales y en el resto de la región. Aquello no es menor, ya que este mercado fijó la meta de lograr una cobertura 100% con energías renovables al 2050. De hecho, ya existe una fuerte apuesta del gobierno local y federal a destinar recursos para recuperar las redes eléctricas luego del paso del huracán María y por impulsar una serie de licitaciones mediante tramos de Solicitudes de Propuestas (RFP) para contratar energías renovables, almacenamiento y hasta Virtual Power Plant (VPP).

En este mercado Maldonado subrayó el rol que adquiere el almacenamiento energético en baterías, principalmente por sus bondades de acompañar la modernización de la red mediante la estabilización de la red que permita una mayor integración de fuentes renovables de manera «óptima y eficiente».

De allí es que el Grupo, mediante su filial CH4 Puerto Rico, trabaja en el desarrollo de proyectos e infraestructura en todo el archipiélago con un fuerte compromiso con sus clientes y aliados locales, apoyando un mayor desarrollo de energías renovables en distintos segmentos del mercado.

«No dejamos de apostar en lo que es el área residencial, porque también hay que tratar de fomentar a nivel de comunidades la aceptación local», aseguró Luz Elena Maldonado. 

Ahora bien, en estas instancias de la transición energética en mercados de Latinoamérica y el Caribe reconoció como necesario una estrategia de negocios que incluya hibridación entre proyectos de envergadura para el segmento utility, inclusive sin dejar de lado al gas natural como combustible de transición.

Es así que la gerente Comercial para Latinoamérica y el Caribe de CH4 Group reconoció el gran valor de prever proyectos de hidrógeno que en instancias iniciales puedan ser concebidos con gas y posteriormente transicionar a renovables.

«En Puerto Rico ya hay varios proyectos que son de ciclo combinado. La idea es tratar de ingresar por etapas el hidrógeno verde. Nosotros estamos efectivamente desarrollando una propuesta que es por etapas, inicia con la planta con gas natural y a los 5 años poder incursionar con hidrógeno y así sucesivamente.

Estas turbinas que estamos seleccionando son básicamente para que puedan operar con hidrógeno también pero en un porcentaje menor, ya que llegar a poder lograr 300 MW en hidrógeno es bastante alto y bastante costoso para arrancar. Entonces, la idea es poder ingresar poco a poco con esta fuente y poder diversificar la materia energética», explicó Luz Elena Maldonado, gerente Comercial para Latinoamérica y el Caribe de CH4 Group.

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Red Eléctrica Internacional revela 6 barreras que dificultan la transición energética en Iberoamérica

Se llevó a cabo con éxito Future Energy Summit Iberia, el mega evento donde más de 400 empresarios, académicos, y funcionarios del sector de energías renovables debatieron sobre los principales temas de la agenda energética española y del mundo. 

Uno de ellos fue Juan Majada, Director General de Red Eléctrica Internacional quien identificó 6 desafíos en la transmisión que se deben superar para avanzar en la transición energética en Iberoamérica.

El marco regulatorio en la transmisión: según el experto, aunque en términos generales, la regulación es muy buena y tiene que seguir en su base, debe flexibilizarse sin deformarse. La propia rigidez regulatoria impide buscar soluciones de corto plazo más inmediatas para que se conecten energías renovables.
Planificación en la red de transporte: de acuerdo a Majada, desde el inicio hasta la ejecución del proyecto pasan 10 o 15 años y esos plazos no son asumibles en una planta de energía renovable. Se necesita más agilidad ya que “sin transmisión no hay transición”.
Falta de inversiones: se requiere una “ labor importante” para impulsar la inversión.
Fallas en la cadena de suministros: en palabras del especialista, si bien hay oferta de fabricantes, existen serios problemas en cumplir con los requerimientos y la mano de obra es cada vez más complicada.
Exceso de administraciones: Majada advierte que son muchos trámites y existen muchos reguladores que ralentizan el proceso. “Un eólico se quiere conectar a una línea de transmisión  y el ministerio le ha dado sus autorizaciones pero nuestro órgano ambiental es otro. Son muchos trámites que complican la ejecución de proyectos renovables”, afirmó.
La visión regional: al estar aislados energéticamente, muchos países en Iberoamérica tienen interconexiones muy débiles. Solucionar esto permitirá una mayor integración de energías renovables.

Mercados más atractivos

Además de España, el experto destacó que tiene fuerte presencia en Argentina, Brasil, Chile y Perú y analizó la realidad de cada mercado. 

“En Perú se puede ingresar con proyectos renovables interesantes pero tienes que jugar con PPAs en la mano. Sin estos mecanismos, no tienes nada que hacer. Aunque vemos más lejanas las soluciones de almacenamiento hay mercado para entrar con el resto de las tecnologías perfectamente”, señaló.

En el caso de Argentina, enfatizó en la necesidad de inversión en infraestructura. Se necesitan más kilómetros de red de infraestructura de transmisión para materializar inversiones. 

“Los 4 países ofrecen un marco regulatorio muy bueno. En España podríamos aprender de cada uno y recoger lo mejor. Perú tiene leyes que dan estabilidad a largo plazo, en Brasil a 30 años y en Chile para toda la vida. Tienen agencias regulatorias y coordinadores eléctricos muy buenos”, afirmó. 

No obstante, reconoció que todos los programas que promuevan a las renovables en dichos países deben ir acompañadas con planificación mucho más ágil. “La planificación eléctrica en muchos países está desacompasada de las inversiones lo cual trae otros problemas”, concluyó.

 

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Orygen invertirá mil millones de dólares en adicionar 900 MW renovables en Perú

Por la demanda energética que atraviesa el país, Perú emerge como una región estratégica para que importantes actores a nivel nacional e internacional inviertan en el desarrollo de proyectos de energías renovables.

En este marco, ORYGEN, la empresa que se hará cargo del portafolio adquirido por el fondo global de inversión Actis, tras la reciente compra de Enel Generación Perú, inicia operaciones con el mayor portafolio de energía renovable del país.

Con un fuerte compromiso por avanzar en la transición energética, la empresa liderará la generación de energía renovable del país con una sólida y diversificada matriz energética conformada por cuatro tecnologías: solar, eólica, hídrica y térmica a gas, cuya capacidad instalada asciende a más de 2.2 gigavatios (GW).

En este marco, el CEO de Orygen, Marco Fragale, compartió a RPP los planes de inversión de la compañía en el sector energético y el potencial del Perú para la expansión de la tecnologías.

«Somos la generadora que tiene más capacidad renovable instalada tanto en fuentes eólicas como solar. Ya instalamos 600 MW en cuatro plantas: dos solares y dos eólicas. Además de ello, tenemos una cartera de proyectos en diferente estado de desarrollo. Contamos con más de 12 mil MW de proyectos eólicos, solares e híbridos ubicados en dos nodos: el sur y el norte», explicó.

«Bajo el concepto de que la energía origina todo: nuevos negocios, crecimiento y prosperidad, queremos invertir más de 1.000 millones de dólares en plantas renovables en los próximos 4 o 5 años. Estamos hablando de más de 900 MW en nuevas plantas de energías no convencionales. El objetivo es incrementar nuestra posición en Perú y entregar el producto que nuestros clientes quieren: energía confiable, sostenible y competitiva», agregó.

De acuerdo a Fragale, los nuevos proyectos que buscan desarrollar están en 7 regiones del norte y sur del país: Arequipa, Moquegua, La Libertad, Lambayeque, Cajamarca, Piura e Ica. Según su testimonio, cuentan con proyectos en etapas muy avanzadas de desarrollo, por lo que esperan tener novedades en los próximos meses.

«Nuestro principal stakeholder es el Ministerio de Energía y Minas. Con un amplio portafolio de 13 plantas de generación, tenemos una estrategia de desarrollo de proyectos muy local enfocado en mejorar la calidad de vida de las comunidades cercanas a nuestras centrales. Es indispensable tener muy buena relación con nuestros vecinos porque cuando ellos crecen nosotros nos desarrollamos también. Por eso tenemos proyectos de valor compartido y electrificamos a las comunidades», señaló.

Y añadió: «El diálogo a nivel regional es importantísimo porque evita la reautorización de proyectos y da tranquilidad tanto al inversor como a la comunidad de que el proyecto se va a desarrollar en tiempo y forma, con el presupuesto acordado».

A su vez, previo a su lanzamiento, Fragale también reveló en un comunicado de prensa emitido por la compañía: «Nos entusiasma comenzar este nuevo capítulo de nuestra historia con la posibilidad de seguir entregando la energía renovable que el Perú necesita para reducir su huella de carbono e impulsar el bienestar las personas (…) Más de 5GW de nuestro pipeline está en un estado de desarrollo avanzado, incluyendo más de un proyecto que llegará pronto al estatus Ready-to-Build. De esta forma, Orygen seguirá liderando el crecimiento renovable del país”.

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Nepos Energy busca desarrollar su primer proyecto de hidrógeno verde en Ecuador para el 2025

En una era marcada por la transición hacia fuentes de energía más sostenibles, el hidrógeno verde emerge como un actor protagonista en la ecuación energética global

Si bien Ecuador aún no cuenta con una Estratégia Nacional de Hidrógeno, crece el interés de numerosas empresas e instituciones por invertir en este tipo de proyectos en el país.

En efecto,  Nepos Energy, empresa especializada en generación distribuida, ingeniería eléctrica, automatización y control industrial, ha anunciado planes ambiciosos para desarrollar su primer proyecto de hidrógeno verde en Ecuador para el año 2025. 

En conversaciones con Energía Estratégica,  Daniel Carrillo Nieto, líder de proyectos de la compañía destaca: “La guerra entre Ucrania y Rusia dejó al descubierto la necesidad de reducir la dependencia de fuentes de energía convencionales y el hidrógeno verde se perfila como uno de los vectores energéticos más prometedores para lograr este objetivo”. 

Y agrega: «Por ello, queremos invertir en una planta de hidrógeno de pequeñas dimensiones para la actividad agropecuaria y lograr nuestro primer proyecto piloto para el 2025 en Ecuador”.

De esta forma, si bien la compañía está actualmente en las etapas iniciales de planificación y evaluación para su proyecto de hidrógeno verde, está trabajando con organismos internacionales para llevar a cabo un estudio de prefactibilidad este año, con la esperanza de tener una evaluación de factibilidad concreta para el próximo año. 

«Una vez que contemos con las características de ingeniería y con las condiciones para el diseño del producto y la inversión, vamos a darle curso», afirma.

No obstante, Carrillo Nieto revela que uno de los mayores desafíos para el desarrollo del hidrógeno verde en Ecuador es la necesidad de inversión y un marco regulatorio favorable. 

“Para hacer del hidrógeno verde una realidad en Ecuador, se necesita inversión y un marco regulatorio estable. Aunque la ley de emergencia energética actual no contempla en profundidad al hidrógeno, se están haciendo esfuerzos para introducir una regulación que lo favorezca”, comenta.

De hecho, señala que la Asociación Ecuatoriana de Hidrógeno (H2 Ecuador)  junto con la embajada alemana tienen un fuerte peso e interés en promover este vector y están en constante diálogo con los altos mandos para impulsar una hoja de ruta.

Mientras tanto, la estrategia de Nepos Energy se centra en comenzar con proyectos pequeños para demostrar la viabilidad de esta tecnología antes de embarcarse en proyectos de mayor escala.

 «La idea es arrancar con proyectos chicos que vayan demostrando la factibilidad de este tipo de energía y no pensar tan rápido en grandes proyectos de gran escala. Estos se darán más adelante. Primero hay que sentar las bases», explica Carrillo Nieto.

Para materializar este ambicioso proyecto, Nepos Energy está en busca de socios y partes interesadas: «Estamos buscando los stakeholders necesarios para montar este proyecto. Estamos en pre charlas para arrancar con bases sólidas».

El desarrollo de proyectos de hidrógeno verde en Ecuador representa un paso significativo hacia la diversificación de la matriz energética del país y la reducción de la dependencia de combustibles fósiles. 

Con el respaldo de organismos internacionales y la posible implementación de regulaciones favorables, Nepos Energy está bien posicionado para contribuir al impulso de este vector en el país.

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Solek reutiliza aluminio y cobre de sus paneles solares e impulsa proyecto piloto para recuperar el vidrio

Hasta marzo de 2020, se contabilizaban 12,5 millones de paneles solares instalados en Chile, mientras la proyección indica que al 2046 la cantidad de desechos fotovoltaicos alcancen las 120 mil toneladas. Para esa fecha, se prevé el primer peak de este tipo de residuos, debido al fin de su vida útil, que fluctúa entre los 25 y 30 años.

En este contexto, Solek, compañía pionera de energías renovables de origen checo, generó una alianza con Degraf, uno de los principales gestores de residuos de aparatos eléctricos y electrónicos (RAEE), con el objetivo de aumentar los porcentajes de reciclabilidad de la industria, despachando durante este año 8,6 toneladas de módulos fotovoltaicos para ser valorizados ambientalmente, recuperando equipos, partes y materiales que lo componen, como el aluminio y los cables de cobre.

“Nos estamos adelantando a la norma, aplicando la tecnología disponible para reutilizar la mayor cantidad de materias primas que  se disponen como basura en rellenos sanitarios, y que actualmente revalorizamos para fabricar nuevos productos”, sostiene Stephanie Crichton, Chief Commercial Officer (CCO) de Solek Chile.

Además, están desarrollando un proyecto piloto para aumentar los porcentajes de reciclabilidad, concentrado especialmente en el vidrio de los paneles solares, que constituye una gran parte de la estructura de estos módulos.

“Dado el aumento en la generación de paneles fotovoltaicos fuera de uso, estamos avanzando en la instalación de capacidades que permitan reciclarlos cumpliendo con los más altos estándares internacionales. Por lo mismo, el trabajo que estamos haciendo con Solek es tan importante, porque nos permite ir desarrollando la experiencia y la tecnología necesaria para enfrentar el futuro de una industria tan estratégica y relevante como esta”, analiza Gabriela Pérez, gerente general de Degraf. 

De esta manera, se busca descomprimir la problemática de la acumulación de residuos fotovoltaicos, que actualmente están siendo desechados principalmente por fallas técnicas. Dado que el primer panel solar instalado en Chile data de 2012, por lo que recién debiese estar en desuso en 2037 aproximadamente.

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Licitación de renovables en Guatemala: Generadores evalúan la incorporación de almacenamiento

En la actualidad, la capacidad instalada eólica y solar en Guatemala es menor al 5% de la matriz de generación. No obstante, existiría un gran potencial de incremento a partir de la licitación PEG 5 que se prevé que sea lanzada durante este año 2024. Más aún en atención a la nueva regulación para sistemas de almacenamiento adjuntos a centrales solares y eólicas propuesta por el Administrador del Mercado Mayorista de Guatemala (AMM) y aprobada por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE).

“La capacidad instalada hasta el mes de abril del 2024 no tenía la posibilidad de poder almacenar energía eléctrica y, por lo tanto, no podía acceder a contar con potencia para vender a sus clientes, solo podía vender energía eléctrica, no podían optimizar o regular ese recurso y esa limitación provocaba desperdicio”, introdujo el Ing. Rafael Larios, asociado de la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER).

Con la nueva regulación, explicó que el almacenamiento se vuelve una opción en el mercado, con beneficios palpables para generación renovable variable eólica y solar, en una primera instancia con baterías.

“En las licitaciones, las distribuidoras van a tener la posibilidad de solicitar las tecnologías fotovoltaicas y eólicas, sobre todo la PEG-5 que viene, para participar no solamente para proporcionar energía generada sino para que puedan proponer un esquema de energía garantizada asociada también a la potencia que ellos requieren contratar”, consideró el especialista del mercado.

En una reciente capacitación dirigida a periodistas, el Ing. Larios señaló que existe un interés por parte de las distribuidoras de dar un espacio a ofertas de este tipo y amplió cuáles serían aquellas oportunidades que se abren:

“La resolución hoy por hoy permite que dentro del lado de la potencia las generadoras eólicas y solares fotovoltaicas puedan tener oferta firme, por lo tanto puedan tener oferta firme eficiente para poder ofertar en contratos de suministro a los consumidores.

Actualmente, el generador fotovoltaico y eólico únicamente podían vender energía, hoy por hoy el generador fotovoltaico y eólico que instale almacenamiento podrá acceder, como lo tienen las otras tecnologías térmicas e hidroeléctricas con embalse, a promocionar su venta de potencia para cubrir la demanda firme de grandes usuarios y de las distribuidoras en los procesos de licitación, y además podrá proveer energía las 24 horas del día si así se requiere.

Adicionalmente a eso, las centrales eólicas y solares con sistemas de almacenamiento podrán aportar a la calidad del suministro cumpliendo primero sus obligaciones como generadores y luego como oferentes dentro de un mercado de reservas operativas que hoy está incentivado en el mercado mayorista”, detalló el Ing. Larios.

De esa manera, el asociado de AGER identificó una oportunidad de participación ampliada en el mercado mayorista para proyectos eólicos y solares con baterías que permitiría nivelación de carga, control de rampa, reserva rodante operativa sincronizada y rápida no-sincronizada, estabilización, entre otros.

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Más renovables: Coordinador Eléctrico de Chile publicó una nueva licitación para 20 obras de transmisión

El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile publicó las bases de la licitación pública internacional para la construcción y ejecución de veinte obras que permitan expandir el sistema de transmisión eléctrica del país. 

Las obras están incluidas en los Decreto Exentos Nº 4 y N°58 del 2024, aprobados por el Ministerio de Energía, repartiéndose cuatro proyectos para la expansión de la red nacional y dieciséis para los sistemas zonales con plazos de construcción que van desde 30 hasta 60 meses. 

Los proyectos para el sistema de transmisión nacional totalizan USD 60.263.505 de valor de inversión referencial (VI) entre una obra de ampliación de la ya existente subestación eléctrica Quillota 110 kV (BS) (USD 1.229.801 de VI – propiedad de Transelec) y tres nuevas infraestructuras que se enlistan a continuación:

Nuevo Sistema de Control de Flujo para Tramos 220 kV Las Palmas – Centella, que posee un valor de inversión referencial de USD 35.353.019 y 30 meses para su puesta en marcha
S/E Manuel Rodríguez, con un VI de USD 16.160.983 y 54 meses de plazo de construcción.
Nueva S/E Seccionadora La Invernada, por un VI de USD 7.519.702 y 30 meses para su levantamiento. 

Mientras que las dieciséis obras vinculadas a los sistemas nacionales de transporte son mayormente nuevas subestaciones eléctricas y distintas gestiones respecto a la infraestructura existente; sumando más de USD 266.415.000 de inversión referencial. 

Las bases ya están disponibles en el sitio web del Coordinador Eléctrico Nacional (clic aquí) y el período de consultas de los participantes estará abierto desde el jueves 27 de junio hasta el martes 20 de agosto del corriente año; aunque cabe aclarar que el CEN podrá modificar las bases si así lo requiera hasta el jueves 2 de octubre. 

Las ofertas se podrán presentar desde el lunes 11 al miércoles 13 de noviembre de 2024 (9 a 12:30 horas y 14:30 a 16 hs) y la apertura de sobres administrativos y técnicos se llevará a cabo el 14 de noviembre, las cuales serán evaluadas por la autoridad. 

Las propuestas que cumplan con los requisitos y la completa presentación de la información, avanzarán en el proceso licitatorio; mientras que los sobres económicos de las mismas se abrirán el jueves 21 de enero del 2025 y la adjudicación se dará el 30 de dicho mes, entre las 14:00 y las 18:00 hrs.

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Trina Solar pronostica un 20% de crecimiento del mercado solar en América Latina este año

Trina Solar, fabricante líder de la industria fotovoltaica con más de 10 años en el top 3 global, ahora mismo ocupa el puesto número dos mundial con una participación activa en América Latina y el Caribe.

Álvaro García-Maltrás, director general para América Latina y el Caribe de Trina Solar, observó el gran potencial de la energía solar en la región y cómo están contribuyendo al crecimiento de esta tecnología en las matrices energéticas, ofreciendo soluciones competitivas para los distintos segmentos del mercado.

«Estimamos un crecimiento del mercado solar este año para América Latina entre el 15 y el 20%», expresó el referente empresario.

Durante una entrevista exclusiva realizada en el marco de la primera edición de Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), García-Maltrás subrayó que el ritmo de incorporación de nuevos proyectos de energía solar en América Latina podría estar equilibrado entre los segmentos de generación distribuida y el de gran escala.

Ahora bien, identificó que en gran medida la curva de crecimiento dependerá de la dinámica que presente el gigante brasileño en el segundo semestre del año, ya que en el último tiempo ha dado un salto en instalaciones fotovoltaicas en redes de distribución que han determinado la alta penetración de la energía solar en su matriz energética.

Siguiendo su análisis, Brasil podría registrar un volumen de envíos de módulos desde China a sus puertos de más de 20 GW, de los cuales dos tercios corresponderían a generación distribuida, incluyendo proyectos residenciales y pequeños proyectos que, en Brasil, pueden ser de hasta 5 MW. Esta capacidad instalada máxima para el segmento de generación distribuida sería un gran diferencial que el referente de Trina Solar reconoce como necesario de implementar en otros mercados de la región.

En contraste, el mercado mexicano enfrentaría retos políticos y regulatorios que limitarían su crecimiento. Y, si bien García-Maltrás reconoció un avance sostenido de generación distribuida en los últimos años, advirtió que el potencial sería aún mayor: «En México el limite de GD es de 500 kW, en Brasil es 10 veces más y eso lo habilita a alcanzar unas escalas y unos volúmenes completamente distintos. Eso es lo que a nuestro modo de ver le falla a México».

Aquello no sería todo, García-Maltrás recordó que, cuando comenzó a prospectar el mercado en América Latina en 2016-2017, «México era el número uno con diferencia, con grandes proyectos utility que se conseguían a precios competitivos». Sin embargo, la falta de apoyo de la última administración habría frenado el progreso en este segmento:

«México tiene un recurso solar excelente y costes competitivos, pero lleva un déficit de instalación de energía solar en los últimos cinco años que necesita recuperar», afirmó el director general para América Latina y el Caribe de Trina Solar.

A pesar de los desafíos, Álvaro García-Maltrás se mostró optimista sobre el futuro de la energía solar en América Latina. Señaló que es crucial no perder tiempo en debates regulatorios, ya que la oportunidad podría pasar.

«Es momento de arrancar», concluyó, enfatizando la necesidad de acciones concretas para aprovechar el potencial solar de la región y valorar los beneficios que pueden aportar la incorporación de trackers y almacenamiento, que además de los módulos fotovoltaicos también forman parte de la cartera de soluciones disponibles de Trina Solar para la región.

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Inicia la operación comercial el parque eólico más grande del Perú

Con el objetivo de beneficiar al país con más energía renovable y acelerar la transición energética, la central eólica Wayra Extensión, ubicada en la ciudad de Marcona, provincia de Nasca, en la región sureña de Ica, inició su operación comercial luego de recibir la aprobación del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES).

Esto representa el primer hito para Orygen, la empresa líder en generación de energía renovable a cargo del portafolio adquirido por el fondo global de inversión Actis, tras la reciente compra de Enel Generación Perú.

Las centrales eólicas Wayra I y Wayra Extensión se posicionan como el parque eólico más grande del Perú, con una capacidad de 310MW que refuerzan el suministro de energía sostenible, confiable y competitiva que el país.

De acuerdo a los datos aportados por la compañía, el proyecto eólico Wayra Extensión, contó con una inversión de US$ 188.5 millones y está emplazado en un área de aproximadamente 2.443 hectáreas. Se trata de un sistema de energía eólica con 30 aerogeneradores de 5,9 MW cada uno que generarán 177 MW de potencia instalada, con capacidad de amplificación. Esta energía renovable se entregará al sistema peruano a través de la subestación Poroma.

Se considera que sus aerogeneradores están entre los más grandes y potentes de Latinoamérica lo cual permite que el parque tenga una mayor capacidad instalada pese a tener menor cantidad de turbinas que Wayra I, proyecto que entró en funcionamiento en 2018.

Tras el tan esperado logro, Marco Fragale, CEO de Orygen, destacó: «Este logro es una muestra del gran potencial del Perú para el desarrollo de energías renovables. Asimismo, refuerza nuestro liderazgo en la generación eólica y solar con casi 600MW de capacidad puestos al servicio de las industrias peruanas y el bienestar de la sociedad».

Y agregó: «Con este hito promovemos la conformación de un nodo energético renovable en el sur del país, con Ica como protagonista de la transición energética. Además, gracias a Wayra Extensión evitamos la emisión de 385,000 toneladas de CO2 a la atmósfera, contribuyendo así con el objetivo país de reducción de huella de carbono”.

 

Además, desde Orygen revelaron que durante el periodo de construcción de la central eólica, se crearon más de 500 puestos de trabajo, tanto en el proyecto como en las actividades alrededor del mismo, de los cuales más de 200 fueron desempeñados por iqueños. Esto denotan el compromiso de la firma por priorizar la contratación de mano de obra y la adquisición de productos y servicios locales.

Asimismo, se desarrollaron proyectos de economía circular, electrificación, saneamiento y agua potable, talleres educativos, entre otros.

Tal como explicó la compañía, este logro confirma suposición en el mercado como la generadora renovable líder en el Perú al reunir alrededor de 600MW de capacidad solar y eólica, que representan el 40% de la capacidad renovable no convencional del país. 

 

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ENDE de Bolivia proyecta la suma de más de 4600 MW renovables hacia el 2050

La Empresa Nacional de Electricidad (ENDE Corporación) de Bolivia actualizó el plan de expansión del Sistema Interconectado Nacional (SIN) para lograr una mayor participación de energías verdes mediante la suma de alrededor de 4670 MW renovables hacia el 2050. 

El objetivo es alcanzar una participación renovable de, al menos, 75% de la capacidad instalada para ampliar la cobertura del servicio energético de la población y avanzar en la transición energética durante las próximas décadas. 

De acuerdo a información compartida por el presidente ejecutivo de ENDE, Manuel Valle, el “ambicioso plan” implica prácticamente duplicar la oferta actual de potencia operativa en Bolivia, de 3641 MW a 6773 MW en 2033, y llegar a más de 8200 MW hacia el año 2050. 

Cabe recordar que los 3641 MW actuales de la matriz energética del país se reparte de la siguiente manera:

735 MW hidroeléctrica (31% de toda la capacidad instalada)
168 MW solares (3%)
135 MW eólica (4%)
135 MW biomasa (4%)
2468 MW termoeléctricas (58%)

“Mirando a futuro, a 2050 prevemos llegar a 2755 MW de instalaciones hidroeléctricas, 1726 MW solares, 1027 MW eólicos, 100 MW en geotermia, casi 200 MW en biomasa y 2468 MW termoeléctricos”, sostuvo Manuel Valle durante un foro. 

“La transición energética va de la mano con la disminución del consumo de combustibles fósiles, que ya inició con los nuevos proyectos de ciclos combinados para reducir y optimizar el uso de gas natural”, agregó. 

Mientras que, a partir del ingreso de nuevas fuentes de generación, el plan de expansión del Sistema Interconectado Nacional proyecta que a 2030 se dará la universalización del acceso al servicio básico de electricidad.

Además, el presidente ejecutivo de la Empresa Nacional de Electricidad de Bolivia aseguró que también se expandirá el sistema de transporte eléctrico del país; pasando de 73688 kilómetros en el corriente año a 10020 km en 2033 y 11229 km para el año 2050.

Tensión
2024 (km)
2033 (km)
2050 (km)

115 kV
2453
2683
2683

230 kV
4679
6236
7097

500 kV
235
1102
1450

Total km
7368
10020
11229

“Tenemos muy claro que no pueden haber transición sin transmisión. Si no construimos las líneas de evacuación de energía y la transportamos a los lugares donde se consumirá, no tendrá sentido”, subrayó Valle. 

“Esto está vinculado con los nuevos proyectos que se ejecutarán de generación fotovoltaica, eólica e hidroeléctricas, adicionalmente de las nuevas líneas que se construirán para interconectar Bolivia con el país vecino de Brasil”, complementó. 

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Marsh se posiciona como aliado clave para proyectos energéticos que implementen nuevas tecnologías

Marsh, corredor de seguros y consultor de riesgos líder en el mundo, tuvo una participación destacada en el último evento de Future Energy Summit (FES) en el Caribe. Allí, David Peña, líder de desarrollo de negocios en Energía para América Latina y el Caribe de la empresa, subrayó la importancia de que proyectos energéticos, principalmente aquellos que incorporan nuevas tecnologías, cuenten desde etapas tempranas con un aliado como Marsh.

«Acompañar a las diferentes empresas desde que nacen los proyectos, en la etapa greenfield, pasando por la financiación, construcción, operación y eventual desmantelamiento, es clave para mitigar riesgos», introdujo el referente de Marsh.

De allí que, su vinculación con proyectos energéticos va más allá que solo entregar pólizas de seguro. “Lo que buscamos es anticiparnos y entender el proyecto desde su concepción para mitigar cualquier posible incertidumbre,» aclaró David Peña. Esta anticipación es crucial, especialmente cuando se trata de tecnologías nuevas o proyectos innovadores que pueden generar incertidumbre tanto para los aseguradores como para los reaseguradores.

Durante su intervención, Peña ilustró con varios ejemplos la relevancia de involucrar a Marsh desde las etapas tempranas de los proyectos por su compromiso por obtener los mejores resultados posibles para cada proyecto, contemplando la visión de la banca y la tecnología involucrada para evitar desafíos futuros y asegurar un desarrollo sin contratiempos.

La gestión de riesgos en proyectos con nuevas tecnologías

Durante panel de debate de FES Caribe denominado “Las oportunidades de la energía eólica en la región”, el líder de desarrollo de negocios en energía de Marsh reconoció riesgos particulares a los que se enfrentan con esta tecnología que continúa evolucionando en potencia de turbinas:

«Yo trabajé en Brasil varios años y había proyectos eólicos de 1 MW, hoy eso es historia. Siempre vamos a apoyar nuevos proyectos con mayores aerogeneradores, ojalá más grandes y a menores costos, pero es importante que el mercado asegurador y reasegurador entiendan bien cómo funciona la tecnología».

En tal sentido, mencionó un caso en el que un fabricante de primer nivel tenía un modelo considerado prototipo porque no tenía las horas de rodamiento requeridas considerándose de mayor riesgo. «El proyecto entró en operación y la exigencia de los bancos era tener una póliza con un deducible de 90 días, pero el mercado asegurador sólo pudo ofrecerla con 180 días, lo que no sirvió de mucho,» explicó.

Siguiendo con las tecnologías emergentes, Peña destacó el caso de las baterías, que aunque relativamente nuevas, están ganando tracción rápidamente. «Las baterías están teniendo una atracción enorme, especialmente en Chile, que es pionero en este ámbito», comentó. Sin embargo, la experiencia con baterías aún sería incipiente a nivel mundial, lo que introduce un grado de incertidumbre considerable para la bancabilidad de proyectos con estas soluciones de acumulación.

Marsh trabaja estrechamente con los desarrolladores de proyectos para mitigar este tipo de riesgos, obtener las pólizas y acercarse del mejor modo al cierre financiero. «Nos sentamos anticipadamente con los proyectos y les decimos, desde la óptica del mercado asegurador, qué se sugiere en la implementación», explicó David Peña, líder de desarrollo de negocios en Energía para América Latina y el Caribe de Marsh.

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Apuesta al autoconsumo: KFC Ecuador inauguró la segunda fase de su planta solar en Quito

Teniendo en cuenta que la matriz energética en Ecuador es fundamentalmente hidroeléctrica, la crisis que afrontó el país debido a los efectos del fenómeno de El Niño y sus consecuentes racionamientos de energía, hace que se incremente el interés por invertir en proyectos renovables para hacer frente a la demanda energética del país.

En este contexto, empresas de diversos rubros están invirtiendo en generar su propia energía para diversificar la matriz ecuatoriana, garantizar el servicio y generar ahorros en sus tarifas de luz.

Bajo esta premisa, la cadena de comida rápida KFC Ecuador inauguró la segunda fase de su planta fotovoltaica de autoconsumo en Inga Alto, Quito, consolidándose como el proyecto más grande en su tipo del país.

Con una inversión de más de 2 millones de dólares, la nueva fase añade 1.1 MW de capacidad, sumando 2.5 MW en total, suficiente para cubrir el 95 % de la demanda de 26 restaurantes y suministrar energía renovable a la Empresa Eléctrica Quito.

Estos locales están ubicados en zonas estratégicas tales como Recreo, C. C. I., San Luis, Quicentro, Santa María Tumbaco, San Luis PB, Carapungo, El Bosque, Sangolquí, Villaflora Santa María, Super Akí Labrador, San Antonio de Pichincha.

Según informó la compañía, esta planta desde su inicio en operación en 2022 evitó la emisión de 690 toneladas de CO2 el primer año, el equivalente a plantar 1.620 árboles, generando 2.79 GWh de energía renovable.

Pero esto no sería todo, la cadena gastronómica también proyecta una tercera fase en la costa para ampliar los beneficios de la energía solar, reafirmando sus prácticas sostenibles y su compromiso con una matriz energética diversa y responsable.

Durante la ceremonia de inauguración, Javier Cruz, gerente de gestión humana de KFC: «El objetivo es reducir nuestras emisiones de carbono a través de la energía más limpia pura e inagotable como es la solar. Buscamos minimizar lo máximo posible el daño que le hacemos al medio ambiente mediante nuestros procesos productivos».

Cabe destacar que el inicio y ampliación de dicho complejo fotovoltaico fue diseñada en conjunto con la empresa especializada en energía fotovoltaica Solar Team.

En el marco de este nuevo hito, Daniel Rosero, gerente técnico de Solar Team explicó: «Hemos instalado esta planta fotovoltaica en tiempo récord: aproximadamente 2 meses. El complejo fotovoltaico tiene más de 5 mil paneles solares, los cuales aportan mensualmente entre 200 y 250 MW/hora al país”.

Y agregó: “Nos sentimos orgullosos de lo que podemos lograr con iniciativa privada, sin ningún costo al estado ecuatoriano. Queremos invitar a más empresas a replicar estos proyectos y aprovechar los beneficios de la energía solar”.

De acuerdo a información de KFC, en la implementación de esta segunda fase se crearon alrededor de 40 puestos de trabajo y el funcionamiento de esta es mediante monitoreo remoto a través de una app.

 

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Últimas vacantes para la Carrera Virtual de Especialización en Energías Renovables, Eficiencia Energética y Cambio Climático

El Centro de Estudios Avanzados en Energía (CEARE) de la Universidad de Buenos Aires (UBA) refuerza su compromiso con el futuro energético de la Región lanzando la Carrera Virtual de Especialización en Energías Renovables, Eficiencia Energética y Cambio Climático. 

¿A quién está dirigida la Carrera? 

La Carrera forma especialistas que puedan implementar de manera interdisciplinaria e integral la gestión y articulación de áreas energéticas y eslabones vinculados a las energías renovables, eficiencia energética y cambio climático, bajo las disposiciones nacionales e internacionales, formando expertos altamente capacitados para abordar la transición energética. 

PREINSCRIPCION

Los graduados al egresar de esta Especialización estarán capacitados para enfrentar los desafíos asociados a los aspectos regulatorios económicos, jurídicos, técnicos y ambientales que los habilitarán para elaborar políticas públicas, gestionar y realizar evaluaciones, consultorías, gerenciamiento y dirección de todos los nuevos desafíos que aborda el sector para la mitigación y adaptación frente al cambio climático. 

Dirigido a profesionales del sector Energético del ámbito público y privado e interesados en la temática propuesta y su enfoque interdisciplinario. 

Testimonio de Participantes 

Luciano G. Paulín, abogado y alumno de la Carrera, elogió la excelencia académica y la interdisciplinariedad del programa. «Es un análisis profundo de la realidad regulatoria energética, tanto a nivel global como regional y nacional», afirmó. Por su parte, Patricia Rodriguez sostuvo: “La carrera de Especialización en Energías Renovables brinda herramientas innovadoras, basadas en el respeto por el ambiente, fundamentales para el ejercicio profesional y la vida en comunidad. Su cursado promueve la generación de instrumentos hacia el desarrollo sostenible aplicables en los diferentes espacios de trabajo”. 

Detalles de la Carrera 

La Carrera Virtual de Especialización en Energías Renovables, Eficiencia Energética y Cambio Climático comienza el 6 de Agosto. Consta de 390 horas y se llevará a cabo completamente en modalidad virtual. Las clases semanales sincrónicas serán los días martes a las 18:00 h (hora de Buenos Aires, Argentina) complementadas con material asincrónico audiovisual y material de estudio y consulta permanente. Los egresados obtendrán un título oficial de la UBA. 

PREINSCRIPCION

Nuestros directivos 

Por su parte Raúl Betero, Presidente del CEARE y Director de la Maestría Interdisciplinaria en Energía sostuvo que en esta era de cambio climático y avance tecnológico, la educación en energía adquiere una relevancia crucial. Es fundamental una transición de los hidrocarburos hacia energías renovables como eje central de desarrollo sostenible. 

Mirta Gariglio, Directora Ejecutiva del CEARE y de la Carrera, destaca la urgencia de reducir la huella de carbono y mejorar la eficiencia energética. «El sector energético puede ser tan crucial para la exportación como el sector agrícola ganadero. Nuestro país tiene el potencial de liderar la transición energética regional», señaló Gariglio. Es por ello que desde el CEARE nos enfocamos en capacitar a los actores que forjarán el futuro energético de toda Latinoamérica. 

Fecha de inicio: 6 de Agosto 2024 

Inscripciones: https://ceare.org/energiasrenovables.php 

Modalidad: A distancia. Encuentros Sincrónicos y asincrónicos. 

Duración: 390 horas 

Formulario de Pre-inscripción: 

https://docs.google.com/forms/d/e/1FAIpQLSf5TjhbhfbbMVHT7exiEIsprj-OdVYEZg-pGi3_xDc9PFF_rQ/viewform

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Honduras anticipa nueva normativa y cambios regulatorios que impactarán sobre las renovables

La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) ha estado en reuniones constantes con el Centro Nacional de Despacho (CND), organismo público dependiente de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), para la determinación de la Norma Técnica transitoria de los servicios complementarios de control de voltaje y potencia reactiva, así como de desconexión de carga.

Wilfredo Flores, comisionado de la CREE, anticipó en exclusiva para Energía Estratégica que tienen lista su propuesta de norma y la aprobarán “en estos días” para que durante este tercer trimestre del año 2024 salga publicada en el Diario Oficial La Gaceta.

Esto se torna de gran relevancia para agentes generadores renovables en el Mercado Eléctrico Mayorista, ya que allí se incluyen nuevos requerimientos para las centrales eólicas y solares vinculados a la habilitación de prestación de servicios de control de voltaje y potencia reactiva (ver más).

“En esta nueva normativa transitoria le estamos solicitando a los agentes generadores de plantas solares fotovoltaicas y eólicas el monitoreo vía unidades de medición fasorial (PMU, por sus siglas en inglés) para tener más cantidad de datos en tiempos muy pequeños y así poder controlar su operación en la red”, expresó el comisionado Flores.

Aquello no sería todo. Lo que se está buscando con esta norma primeramente es establecer transitoriamente algunos requisitos técnicos de operación en condiciones de operación normal y de emergencia, respuesta dinámica ante cambios de consigna, de absorción y entrega de potencia reactiva, modo de control de voltaje, así como el factor de potencia, operación condiciones de huecos de voltaje y sobrevoltajes, ya que Honduras atraviesa algunos problemas en la red que pueden estar relacionados a la instalación de granjas solares fotovoltaicas o eólicas sin almacenamiento.

De allí que en paralelo, desde la CREE además estén trabajando en cambios regulatorios para incorporar almacenamiento, modificando algunos reglamentos y normas técnicas vigentes, tales como el Reglamento de la Ley General de la Industria Eléctrica, el Reglamento de Operación del Sistema y Administración del Mercado Mayorista, entre otros.

“Lo que andamos buscando es que se realicen las inversiones con almacenamiento de energía mediante sistemas híbridos y también como expansión de la transmisión con ingresos garantizados”, aseguró el regulador.

De esta manera, se enviarían señales claras para que nuevas inversiones se realicen pero siguiendo reglas a la medida de las necesidades de este mercado. Wilfredo Flores, comisionado de la CREE, observó que para incluir aportes que desde la iniciativa privada realicen, se prevé una socialización y consulta pública de su propuesta de almacenamiento energético también durante el tercer trimestre de este año.

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LONGi incrementa su market share en República Dominicana, Colombia y México

José Danilo Pacavita Avila, Technical Manager Utility para México, Colombia y la región de Centroamérica y el Caribe de LONGi, brindó una entrevista exclusiva en el marco de un nuevo evento de Future Energy Summit (FES). Allí, el portavoz de LONGi se refirió a los grandes hitos que la compañía ha logrado y próximas metas que el equipo se ha propuesto.

Según comentó Pacavita, durante el Q4 del 2023 llevaron a cabo una serie de negociaciones que resultaron favorables para cerrar nuevos acuerdos de suministro durante el Q1 de este 2024. Esto ha llevado a que LONGi amplíe su alcance en nuevos proyectos utility, aumentando su participación en mercados estratégicos.

“Ha sido un escenario bastante positivo para la marca, incrementando números de Market Share en República Dominicana, en Colombia y en México”, introdujo.

El foco principal en la región durante este año estaría en República Dominicana donde contarían con una participación en el orden del 50% de Market share e irían por más, en atención a la construcción de un buen volumen de proyectos en este mercado del Caribe.

Respecto a México, el referente de LONGi confirmó que el mercado “en términos de utility está despegando de nuevo”, además del ya conocido ritmo de incorporación en el segmento de generación distribuida.

“Lo que buscamos en países como México, aprovechando que estamos en este congreso, es actualizar la industria después de 5 años sin un número importante de proyectos. Es importante ser parte de este desarrollo tecnológico, capacitar a las empresas y ser esa mano aliada que les lleve a tener un mejor modelo financiero y tener mejores números para el cierre de los proyectos”, indicó durante el evento FES Mexico.

Sobre Colombia, Danilo Pacavita identificó un Boom de plantas de 10 MW y de 20 MW del que son parte como suministradores de módulos tipo PERC, TOPCon e IBC, destacándose el TOPCon como módulo top ventas en esta compañía y el IBC como producto estrella con el que acumulan nuevos casos de éxito, un ejemplo de esto serían dos plantas solares de 20 MW recientemente inauguradas en Colombia con módulos de IBC Technology.

“Somos la única marca Tier One en el mercado que está fabricando IBC Technology y estamos llegando a plantas que están teniendo más del 10% de producción de lo esperado”, puntualizó Pacavita.

De esta manera, el panorama es bastante alentador para LONGi, con números atractivos para compartir con sus clientes en lo vinculado a la fabricación y suministro de módulos fotovoltaicos como su Core Business.

En adición, desde la empresa están contribuyendo a la madurez de proyectos fotovoltaicos con almacenamiento de energía e hidrógeno verde, con servicios y soluciones vinculadas que están empezando a fluir en la región.

“En términos de almacenamiento, nosotros apuntamos más al asesoramiento técnico que estamos teniendo con los clientes sobre cómo dimensionar este sistema de baterías -ya que, como tal, LONGi no tiene división de baterías, pero tiene otras soluciones de almacenamiento- y en términos generales, producción de hidrógeno verde con electrolizadores alcalinos”, aclaró.

En concreto, refiriéndose a hidrógeno verde comentó que han trabajado inicialmente en proyectos pilotos de 1 a 5 MW, pero reconoció que existe un optimismo a desarrollar un negocio grande con megaproyectos en torno al hidrógeno, siempre incluyendo energía eólica y solar.

“La división en la cual estoy es más que todo enfocada desarrollar ese dimensionamiento de la planta necesaria para el electrolizador alcalino y desde nuestra área de hidrógeno ya empezamos a tener electrolizadores de 1 a 5 MW, electrolizadores modulares hasta 20 MW. Y pues incluso en China ya hay varios proyectos en operación del orden de los 100 MW”, finalizó José Danilo Pacavita Avila, Technical Manager Utility para México, Colombia y la región de Centroamérica y el Caribe de LONGi.

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Piden por un acompañamiento institucional en las consultas previas para que despeguen las renovables en Colombia

En Colombia el proceso de consultas previas son los principales desafíos que deben superar los actores públicos y privados a la hora de montar proyectos renovables, sobre todo en zonas estratégicas como La Guajira, donde habitan comunidades indígenas.

En este marco, la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) y la Fundación Paz y Reconciliación- Pares, elaboraron un estudio enfocado en el parque eólico Windpeshi, en el cual abordan la conflictividad social, los beneficios y las oportunidades de los proyectos de energía eólica en esta región.

De acuerdo al reporte, aunque los retrasos en la construcción y operación de los parques eólicos en La Guajira representan un problema para la transición energética, para que esta sea exitosa y se cumplan los tiempos proyectados, es necesario un proceso de fortalecimiento institucional a través de la participación de todos los niveles del Estado,  la voluntad y disposición de las comunidades y la transparencia de las empresas.

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Y agregó: «Sólo a través de la construcción conjunta de territorio bajo un criterio de gobernanza colaborativa y corresponsabilidades se puede avanzar en el proceso de transición energética. Es necesario que exista seguridad jurídica para ambas partes en el desarrollo de estos proyectos: poder mantener los acuerdos es la única forma».

Según el reporte, si bien este acuerdo se da a través de las consultas previas, esta herramienta puede ser un «arma de doble filo» si no se implementa de manera correcta.  El proceso de coordinación y preparación tiene que ser inclusivo y debe contar con todos los actores involucrados y terceros interesados, entre los cuales se encuentran las Oficinas de Asuntos Indígenas, las comunidades wayuu, la empresa, las alcaldías, personerías, defensorías, corporaciones autónomas regionales, la ANLA, Ministerios de Minas y Energía, Interior y demás instituciones del sector público que sean garantes de todo el proceso y se permita un ejercicio de gobernanza colaborativa en la toma de decisiones.

«Es importante reconocer la particularidad del territorio y las comunidades que lo habitan, el éxito de la transición energética en el departamento requiere el reconocimiento y la compresión de las formas de vida y la toma de decisiones en las comunidades wayuu (…) Es indispensable un fortalecimiento del acompañamiento institucional al proceso de consultas previas, pero también hay alternativas complementarias, como el empoderamiento de las comunidades energéticas, que no sólo se tratan de suministrar energía, sino que van más allá», afirmó.

En efecto, el escrito señala que el departamento de La Guajira es una pieza clave en la transición energética de Colombia, y por la misma particularidad del territorio y sus dueños, los wayuu, los proyectos de energía eólica deben llegar a acuerdos sobre el uso del suelo con las comunidades wayuu.

Bajo esta premisa, una de las expertas entrevistadas en dicho informe, Mónica Uribe Mariño, brindó su visión los desafíos que debe afrontar el país para avanzar en diversificar la matriz en La Guajira.

«A pesar de los beneficios económicos y sociales que estos proyectos pueden aportar, se resalta la necesidad de un mayor acompañamiento institucional y la creación de condiciones que permitan superar las tensiones sociales y culturales en el territorio. Las consultas previas y el diálogo multiactor son fundamentales para asegurar una Transición Energética justa y sostenible», concluye.

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Cambio de reglas de juego en generación distribuida genera malestar en el sector privado de las renovables de Uruguay

La Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER) alertó un nuevo cambio de reglas para la generación distribuida en el país tras la publicación del Decreto 446-023 correspondiente al pliego tarifario 2024, por el que agregó una nueva categoría denominada “suscriptores con generación” y por la la cual comenzó la desenergización de la tarifa eléctrica con los autogeneradores industriales. 

“Aumentó el cargo de potencia contratada, que refleja los costos de la red, pero sólo en esta categoría de suscriptores con generación, y bajó el precio por la energía que se le vende; lo que representa una fuerte señal de cambio de reglas de juego. En otras palabras, aumenta lo que deben pagar los generadores industriales por la potencia fija contratada y disminuye el costo de sustitución por tener por ejemplo paneles solares”, señaló Marcelo Mula, presidente de AUDER. 

“Cambia drásticamente las cuentas de una inversión fotovoltaica, lo que desencadenó un intercambio con el gobierno desde la Comisión de Generación Distribuida de AUDER, planteando que esa medida era perjudicial para el sector”, agregó en diálogo con Energía Estratégica.. 

Cabe recordar que desde años atrás, los autogeneradores en la industria de Uruguay tenían un sistema de inyección cero, es decir que no podían volcar excedentes a la red. Hecho que resultaba complejo de implementar porque generalmente las centrales renovables de autoconsumo debían funcionar en 30% menos porque debían implementar un gap para acompasar la curva de carga y la de demanda. 

Pero tras las sequías que generaron déficits energéticos en Uruguay, hace 3 años, se propuso al antiguo ministro de energía, Omar Paganini, que se puedan inyectar a la red la energía renovable que se estaba desaprovechando generada en el sector industrial, habilitación dada en 2022 y en cuyo decreto se le  solicitó a la  Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) que defina una nueva categoría para comprar esa energía que ahora se habilitaba inyectar a red. 

“Lo que fue un pedido para optimizar el sistema y vender los excedentes, fue un tiro por la culata porque la normativa publicada fue perjudicial y en algunos casos económicamente convenía sacar los paneles fotovoltaicos ya instalados para no pagar demás el mix energético”, subrayó Mula. 

“Es una tarifa discriminatoria porque no se hicieron en todas las categorías del pliego tarifario, lo que además de traer rentabilidad comprometida, trajo un cambio rotundos en las reglas de juego para las inversiones y una modificación en el espíritu lanzado para flexibilizar el autoconsumo industrial, de tal manera que se comprometió la viabilidad de varios proyectos en desarrollo”, insistió.

A raíz de ello, desde la Asociación Uruguaya de Energías Renovables y la Asociación de Grandes Consumidores de Energía Industrial (AGCEI) se enviaron notas al Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) para que se deje en suspenso lo planteado en el Decreto 446-2023; sumado a que poco menos de diez empresas presentaron recursos de amparo/inconstitucionalidad de la medida. 

Luego de las gestiones, desde el MIEM se respondió que se mantendrán las reglas de juego pasadas para aquellos proyectos que se presenten hasta octubre del 2024, pero luego de eso aplicará el nuevo pliego tarifario. 

Y si bien representa una ventana para los proyectos en desarrollo, desde AUDER manifestaron que no se resolvió el tema de fondo y que sigue siendo una señal negativa y discriminatoria para el sector renovable, ya que va en contra de la promoción de éstas en la industria. 

“No estamos en contra de que se desenergice la tarifa, porque las empresas distribuidoras de electricidad cobrarán por el uso de la red; pero faltó gradualismo y no fue bien recibido que sólo aplique a un grupo de suscriptores con generación. No estamos de acuerdo que la desenergización de las tarifa la paguen los autogeneradores, por lo que esperamos que el próximo gobierno (elecciones en octubre) lo pueda rever”, sostuvo el presidente de AUDER.

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Rómulo Mucho: «Perú cuenta con 25.477 MW de proyectos renovables en estudio de preoperatividad»

Teniendo en cuenta que la matriz energética peruana es mayormente hidroeléctrica, fenómenos climáticos como El Niño impactan negativamente en el suministro eléctrico obligando al país a diversificar su matriz hacia fuentes limpias.

El déficit de energía que enfrenta el país y sus abundantes recursos naturales lo convierten en un punto estratégico para atraer inversiones internacionales.

Bajo esta premisa, el ministro de Energía y Minas, Rómulo Mucho, fue invitado como ponente principal a LATAM-Japan Hydrogen Workshop 2024, en Tokio (Japón), una cumbre en la que ministros, funcionarios y representantes diplomáticos de varios países de América Latina debatieron estrategias en común para avanzar en la transición energética.

Allí, el funcionario expuso las grandes oportunidades de inversión en energías renovables que ofrece el país en el sector minero-energético en línea con su compromiso por reducir las emisiones de carbono.

«Nuestro país está bien ubicado geográficamente para acceder a los mercados internacionales y servir como corredor comercial regional. Produce 8 de los 17 minerales críticos necesarios para la transición energética, de acuerdo a un informe del INGEMMET de 2022«, resaltó.

Al contar con estas condiciones favorables, el titular del MINEM anticipó que se viene una ola de nuevos proyectos de energías no convencionales en el corto plazo: «A la fecha, tenemos más de 25,477 megavatios en proyectos de energías renovables a cargo de inversionistas que presentaron sus estudios de pre-operatividad ante el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES)».

De ese portafolio, reveló que existe un potencial de generación de 12,449 MW solares, con proyectos en Piura, Cajamarca, Lambayeque, La Libertad e Ica y de 9,703 MW eólicos en Arequipa, Moquegua, Puno y Tacna.

Además, Mucho aseguró que Perú está bien posicionado a nivel mundial para desarrollar la economía del hidrógeno de bajo costo, con costos de producción identificados entre los 10 primeros a nivel mundial.

Sumado a esto, reveló que ya hay una Estrategia Nacional para el Hidrógeno Verde, vigente desde el inicio del gobierno de la presidenta Dina Boluarte, y que se ha creado un Grupo de Trabajo Multisectorial en abril del año pasado para contribuir a la puesta en valor de ese recurso no contaminante.

A su vez, calificó como un hito histórico la reciente aprobación de la Ley N° 31992, entendida como un vehículo fundamental para atraer inversiones en hidrógeno y obtener nuevas fuentes de energía para el transporte, la producción de fertilizantes, la refinación petrolera, la industria del acero, entre otras actividades económicas.

«Esta ley sienta las bases para un marco regulatorio que abordará las actividades y desafíos relacionados con toda la cadena de valor de este vector energético en nuestro país. (…) Para el 2040, el hidrógeno verde será dominante en competitividad debido a los bajos precios de la electricidad previstos, el alto potencial renovable del Perú, especialmente en el sur, y la reducción de los costos de la tecnología», proyectó.

Esta normativa que fue aprobada en marzo tras reiteradas sesiones en el congreso, recae en los proyectos de le ley 3267, 3272 y 4374, y tiene como objetivo fomentar la investigación, el desarrollo, la producción, la transformación, el almacenamiento, el acondicionamiento, el transporte, la distribución, la comercialización, la exportación y el uso del hidrógeno verde como combustible y como vector energético en el país.

Según expertos del sector consultados por Energía Estratégica, la regulación es la más ambiciosa en hidrógeno verde de Latinoamérica y ayudará a acelerar los intercambios comerciales para convertir a Perú en un exportador de hidrogeno verde y sus derivados.

A su vez, señalan que con esta ley, Perú podría desplegar hasta 12 GW de electrólisis con un costo objetivo de 1 USD/kg de H2V, y reemplazar el 100% de los combustibles fósiles en industrias como el acero y el cemento para el 2050.

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CAMYEN prevé incursionar en energía geotérmica en Argentina

La firma Catamarca Minera y Energética Sociedad del Estado (CAMYEN) confirmó que avanza en nuevos proyectos de generación renovable en la provincia, tanto fotovoltaicos como geotérmicos, siendo esta última una alternativa que hasta el momento no tuvo gran avance en el país.

En el caso de las dos centrales geotérmicas, la empresa provincial trabaja en Caldera Cerro Blanco, donde busca reconocer si existe el recurso necesario, de tal modo que el Consejo Federal de Inversiones (CFI) financiará un estudio de sondeo eléctrico vertical para pasar a otra instancia para avanzar en el proyecto, según explicó Natalia Dusso, vicepresidenta de CAMYEN.

El área de estudio está situado en la zona cordillerana de Antofagasta de la Sierra y es una caldera volcánica de 6 kilómetros, a 80 kilómetros al suroeste del más extenso Cerro Galán.

“Es un reservorio geotérmico comercial apto para producir energía eléctrica, con estudios que entregan un mínimo de 14 MW al 90% de confianza, y más de 50 MW con probabilidad del 50% de confianza. Y según las temperaturas estudiadas en el reservorio (mayor a 100°C), el complejo geotérmico Cerro Blanco se clasifica como de Alta Entalpía”, explicó Dusso durante un evento.

“Si no se avanza, se tendrá un recurso sin utilizar, considerando lo necesario de esa generación en un lugar donde está la mayor cantidad de proyectos mineros y que significaría una oportunidad costo-efectiva en cuanto al beneficio para el ambiente y para el desarrollo competitivo de cada una de las empresas mineras”, agregó. 

Además, la vicepresidenta de Catamarca Minera y Energética Sociedad del Estado aseguró que trabajan en cuatro parques solares localizados en diferentes localidades, los cuales ampliarán la matriz renovable de la provincia.

Si bien ya hay instalados 153,71 MW fotovoltaicos a lo largo de nueve plantas adjudicadas bajo el Programa RenovAr, existen otros cinco proyectos por 225 MW de capacidad que deberán entrar en operación comercial en los próximos meses o años:

PS Shincal II – 15 MW adjudicados en la licitación pública RenMDI (2023)
PS Ampajango I – 5 MW de RenMDI (2023)
PS Amanecer IV – 10 MW con prioridad de despacho en tercer trimestre 2021 del Mercado a Término (MATER) 
PS MSU Andalgala – 90 MW vía MATER en el primer trimestre 2024
PS Recreo I – 100 MW asignados en el MATER en el primer trimestre 2024

CAMMESA asignó prioridad de despacho a casi 1300 MW renovables en el MATER

“También se encuentran potenciales eólicos en dos zonas de Catamarca; siendo el área de mayor interés para el desarrollo de un parque eólico de 120 MW en San Martín; mientras que el Salar de Pipanaco es otra área de interés con importante disponibilidad de recurso eólico para la generación de energía (cerca de Parque Arauco, Aimogasta)”, complementó. 

“Sumado a que las empresas de extracción buscan sacar el litio de mayor PPM. Por lo que también se desarrolla un sistema para reutilizar el litio de baja PPM (50 a 300 partes por millón) en baterías de menor uso de PPM junto a otros elementos que se utilizan en esa tecnología. Esto hace que cuando se reutilice el litio, se prefiera el de Sudamérica y por tanto tendría otro valor”, añadió. 

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Lo más destacado de InterSolar Europe: Tongwei presenta los innovadores módulos de la serie G12

Tongwei Solar, la primera empresa fotovoltaica del mundo en estar incluida en la lista Fortune Global 500, completó su debut perfecto en la Intersolar Europe y organizó la gran gala de “Shine on Munich (Luz Solar en Múnich)” para celebrar su éxito.

Durante la exposición, Tongwei presentó los módulos de series TNC-G12/G12R, que cuentan con numerosas ventajas, como alta eficiencia, bajo coeficiente de temperatura y mínima degradación.

Con las ventajas de control estricto de la calidad del material entrante, los módulos aplican las células solares desarrolladas y producidas por la propia empresa para las series TNC-G12/G12R, llevando a la industria a una era de alto rendimiento con calidad y eficiencia mejoradas.

Tongwei también publicó su Informe ESG 2023 titulado «Juntos para ganar» y obtuvo certificaciones de KIWA-PVEL, BSI y Fitch. El evento atrajo un gran interés por parte de los socios, lo que dio lugar a acuerdos de cooperación con clientes como Econergy, KP Solar Group SMLLC, Wattkraft, EEN y Nordic Sun & PTE.

En medio del entusiasmo por la Intersolar Europe y la Euro 2024, Tongwei organizó la gala de “Shine on Munich (Luz Solar en Múnich)”. La Sra. Liu Shuqi, presidenta y CEO de Tongwei, invitó a la leyenda del fútbol Massimo Ambrosini y a más de 200 clientes a asistir a la “Noche de Fútbol” de Tongwei, que combinó el deporte y la energía sostenible, creando una celebración memorable para honrar los avances en la industria fotovoltaica.

A lo largo del evento, la Sra. Liu Shuqi tuvo una interacción positiva con el Sr. Ambrosini y también expresó la visión de Tongwei a los invitados: «A medida que la gobernanza climática global se convierte en un consenso», comentó la Presidenta Liu, «Tongwei está comprometida a crear productos limpios, sostenibles y de alta calidad. Nos esforzamos por elaborar cada módulo con la misma dedicación y perseverancia que se ve en el campo de fútbol, donde innumerables esfuerzos y una visión a largo plazo conducen a grandes avances”.

El enfoque proactivo de Tongwei para promover soluciones energéticas sostenibles subraya su compromiso de impulsar la innovación global y establecer nuevos puntos de referencia en la industria fotovoltaica.

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Ginlong (Solis) Technologies revoluciona la energía fotovoltaica Offshore en SNEC 2024: Innovación y resistencia en alta mar

Ginlong (Solis) Technologies, el tercer mayor fabricante de inversores fotovoltaicos del mundo, anunció con orgullo en la exhibición SNEC a principios de junio, que su inversor de 30kW apoyó un proyecto empírico fotovoltaico en alta mar.

Esta noticia sigue al establecimiento de la Base de Verificación Fotovoltaica Offshore, una empresa conjunta entre el Centro Nacional de Inspección de Calidad de Productos Fotovoltaicos (CPVT) y CIMC Jiguang.

Esta base es el primer centro de inspección de calidad de productos fotovoltaicos a nivel nacional en China, con Solis entre las primeras compañías en someterse y lograr la verificación en alta mar.

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A medida que la tecnología fotovoltaica para entornos offshore continúa avanzando, Solis ha establecido nuevos estándares para el sellado impermeable, la resistencia a la corrosión y el rendimiento mecánico en sus inversores y componentes.

Estos desarrollos recientes abordan los desafíos ambientales de operar en el agua, incluyendo tormentas, olas, hielo marino, excremento de aves, alta salinidad y alta humedad.

La reciente certificación de los inversores significa que la industria ha elogiado la tecnología por su fuerte resistencia a las duras condiciones de los proyectos offshore.

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Brasil proyecta un aumento de hasta 41,2 GW de generación distribuida en la próxima década

El gobierno de Brasil publicó una nueva actualización del Plan Decenal de Expansión Energética 2034 en el que presentó la evolución de micro y mini generación distribuida (MMGD) y las perspectivas de que las baterías lleguen a los consumidores en los próximos años, considerando el período de 2025 a 2034 y manteniendo una visión integrada de las diversas fuentes de energía.

Este es el segundo producto del PDE 2034, lanzado en conjunto por el Ministerio de Minas y Energía (MME) y la Empresa de Pesquisa Energética (EPE), que continúa el proceso de planificación energética del país, cuya finalización está prevista para el segundo semestre de 2024.

El escenario de referencia de la EPE (considera el cobro del 100% de la tarifa por uso del sistema de distribución – TUSD) prevé que Brasil tendrá alrededor de 58,8 GW de potencia instalada bajo sistemas de generación distribuida (hasta 3 MW); los cuales representarán 116,6 mil millones de reales en inversiones hacia el 2034 y 9,3 GWmed de energía media. 

Pero, de acuerdo a las simulaciones realizadas por las autoridades, se proyecta que la capacidad instalada de micro y mini generación distribuida alcance entre 46,9 GW (escenario inferior) y 70,5 GW (modelo más optimista) hacia el año 2034, a lo largo de más de siete millones de usuarios – generadores. 

Por lo que las inversiones podrían oscilar entre 70,4 y 162 mil millones de reales, mayormente en proyectos fotovoltaicos, dado que con el 98,3% de participación se mantendría como fuente predominante en este segmento de mercado. 

Es decir que la capacidad instalada de GD podría evolucionar mínimamente 17,6 GW y hasta un máximo de 41,2 GW en la próxima década, considerando que actualmente Brasil posee 29,3 GW operativos, que representan cerca del 68% de toda la potencia solar instalada en el país (la generación centralizada suma 13,97 GW). 

Mientras que por el lado de las baterías, se analizaron diferentes aplicaciones para consumidores residenciales y comerciales; por tanto se destaca que las baterías enfrentarían dificultades para volverse viables en la próxima década, aunque factores eléctricos o ambientales podrían llevar a que un nicho de consumidores decida instalar esta tecnología igualmente. 

“Aplicando la curva de reducción de este estudio, se estima un precio final nacional en el rango de R$ 2800/kWh en 2034. Sin embargo, la reducción de algunos impuestos nacionales podría llevar a precios aún más bajos en los próximos diez años”, asegura el documento. 

“Debido a la incertidumbre en el precio de las baterías y sus perspectivas futuras, EPE realizó las simulaciones con un precio final de R$ 500 a R$ 4.000/kWh. Con esta sensibilidad, el lector puede estimar la viabilidad en función de diferentes valores”, aclara.

Además, la Ley N° 14.300/2022 prevé un pequeño y gradual descuento sobre la energía inyectada a la red; por lo que en principio existiría poca ganancia que capturar instalando una batería en un proyecto de autoconsumo de MMGD. 

Pero ese escenario puede cambiar a partir de 2029, cuando se empiece a valorar la energía inyectada a la red en función de un cálculo de sus costes y beneficios, dado que cuanto menor sea la retribución por la energía inyectada desde GD, mayor será la viabilidad de los sistemas de almacenamiento en baterías.

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El nuevo llamado del MATER de Argentina podrá adjudicar hasta casi 1800 MW renovables

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) publicó la nueva convocatoria del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), correspondiente al segundo trimestre del 2024. 

El segundo llamado del año tendrá entre 280 MW para asignación de prioridad de despacho plena (ver anexo) y poco más de 1754 MW bajo el mecanismo Referencial “A”  (ver anexo), 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. 

El denominado “MATER Pleno” contará con 280 MW para exportar en el corredor integrado por Misiones, Noreste Argentino y el Litoral, dado que en aquellas zonas donde se observa un mayor factor de carga para parques eólicos o solares no tendrán capacidad adjudicable, tal como sucedió en pasadas oportunidades. 

Mientras que el mecanismo Ref “A”, sí tendrá potencia disponible para todos los corredores, puntualmente desde 1254 MW hasta 1754 MW, dependiendo si en algunos de ellos se adjudican proyectos eólicos o fotovoltaicos. Por lo que las características de los mismos se detallan a continuación: 

Exportación Comahue: 478 MW más 200 MW adicionales si éstos se tratan de plantas solares
Exportación Patagonia – Provincia de Buenos Aires: 101 MW + 200 MW si corresponde a proyectos solares
Exportación Centro – Cuyo – Noroeste Argentino: 200 MW más 100 MW si es tipo eólico
Misiones – NEA – Litoral: 475 MW

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. 

Aunque también CAMMESA informó que no publicará más puntos de interconexión (PDI) I que se encuentren en redes de media y baja tensión pertenecientes a un agente distribuidor, debiendo utilizarse un PDI relacionado con la estación transformadora de 132/66/33/13.2 kV vinculada/relacionada al nodo de conexión efectivo del generador, en el nivel de tensión correspondiente.

Por otro lado, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA nuevamente detalló diez obras de transmisión que entrarían en operación en los próximos meses y años. 

Para el Anexo 3.2 se consideran las siguientes obras:

Fecha probable para E/S

NOA

LÍNEA 132 KV NONOGASTA SOLAR – MALLIGASTA 2

1/12/2026

LÍNEA 132 KV CHAMICAL – RIOJA SUR

31/12/2026

LÍNEA 132KV SANTIAGO SUR – BANDERA

1/12/2026

ALTIPLANO 220kV

31/12/2026

CEN

LAT Villa Mercedes Sur – P.I. San Luis 132 kV

30/6/2026

LAT Maranzana II – Promaiz 132 kV

30/6/2026

CUY

DT Solar Ullum – COSTANERA SAN JUAN 132 kV

29/8/2025

ET Nueva San Juan Sur

31/12/2025

Segundo Transformador ET Nueva San Juan 500/132 kV 450 MVA

30/6/2026

DT Cruz de Piedra – Gran Mendoza 220kV

31/12/2024

¿Cómo sigue el proceso?

La fecha límite para solicitar prioridad de despacho es el viernes 26 de julio, tanto para los proyectos que busquen ingresar vía MATER Pleno como para aquellos que lo hagan bajo el mecanismo Referencial “A”, es decir con curtailment de hasta 8% hasta que se ejecuten las obras de transporte que permitan evitar las limitaciones.

En tanto que el miércoles 14 de agosto, CAMMESA informará los proyectos que requieran realizar un desempate (en caso que sea necesario por capacidad de transporte insuficiente), el cual se hará el martes 20 de dicho mes; mientras que la asignación de la prioridad de despacho se dará a conocer el viernes 23/8. 

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Luz Elena González Escobar será la próxima Secretaría de Energía de México

La Dra. Claudia Sheinbaum, presidenta electa de Estados Unidos Mexicanos, compartió este jueves 27 de junio los perfiles de quienes la acompañarán en las secretarías de Salud; Función Pública; Energía; Desarrollo Agrario, Territorial y Urbano; e Infraestructura, Comunicaciones y Transportes. Este se trata del segundo bloque de nombramientos del nuevo gabinete del gobierno federal.

El pasado jueves 20 de junio había hecho público a los primeros integrantes de su equipo, aquellos que encabezarán la Secretaría de Hacienda y Crédito Público; Economía; Ciencia, Humanidades, Tecnología e Innovación; Relaciones Exteriores; Medio Ambiente y Recursos Naturales; Agricultura y Desarrollo Rural; y Consejería Jurídica.

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México – Gabinete – Nombramientos – 20 de junio 2024

En la Secretaría de Energía (SENER) fue designada Luz Elena González Escobar, quien hasta el 6 de junio pasado ejerció el cargo de titular de la Secretaría de Administración y Finanzas de la Ciudad de México, y que cuenta con una trayectoria profesional de 20 años alineada a la planeación de estrategias financieras, sostenibilidad y políticas medioambientales.

Según consta en su hoja de vida, González Escobar es economista por la Universidad Nacional Autónoma de México, maestra en Derecho por la Universidad Tecnológica, con una especialidad en Derecho Fiscal, cuenta con un master en Urbanismo por la Universidad de Cataluña, es egresada del programa de estudios avanzados “Leadership for Environment and Development” del Colegio de México; además tiene un diplomado en desarrollo sustentable por la Universidad Iberoamericana y diversos estudios de especialización en urbanismo y finanzas.

Este anuncio tuvo buena recepción entre asociaciones civiles y empresarias de México.

Entre ellas, estuvieron presentes las salutaciones de gremios vinculados a tecnología solar como ANES y ASOLMEX.

La Asociación Nacional de Energía Solar (ANES) expresó mediante redes sociales: «ANES felicita a la Mtra. Luz Elena González por su nombramiento como titular de la Secretaría de Energía. Confiamos en su capacidad para dirigir la Política Energética de México».

La Asociación Mexicana de Energía Solar (ASOLMEX) publicó: «Felicitamos a la maestra Luz Elena González, por su designación como próxima Secretaria de Energía del gabinete de la doctora Claudia Sheinbaum. Le deseamos el mayor de los éxitos en su gestión en beneficio de la transición energética de México».

Por su parte, los tecnólogos eólicos también enviaron sus mensajes tras el nombramiento público mediante la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE): «Felicitamos a Luz Elena González Escobar nombrada como la próxima titular de la SENER. Reiteramos el firme compromiso del sector eólico mexicano para trabajar de la mano con la próxima administración de la Dra. Claudia Sheinbaum, para avanzar en la lucha contra el cambio climático».

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EGE Haina apuesta a nuevos desarrollos eólicos en República Dominicana venciendo retos del mercado

En el marco del último Future Energy Summit (FES) en el Caribe, Ricardo Estévez, gerente de desarrollo de proyectos renovables de EGE Haina, abordó los avances y desafíos en el desarrollo de energía eólica en República Dominicana, señalando que la empresa, pionera en el ámbito de la energía eólica con proyectos emblemáticos como el parque eólico Los Cocos, continuará apostando por esta tecnología.

«Actualmente, tenemos cinco concesiones eólicas que suman aproximadamente 250 MW y les doy la noticia que en los próximos meses estaremos iniciando nuestro quinto parque eólico, el parque eólico Esperanza, que esperamos tenerlo en línea para mediados o finales del próximo año», afirmó.

EGE Haina está decidida a expandir y diversificar su cartera de proyectos, sorprendiendo por su apuesta por la eólica luego de años de desarrollo con solar debido a obstáculos vinculados principalmente a los costos asociados.

«Una campaña de medición eólica cuesta probablemente cuatro veces más que una campaña solar. Para un parque eólico necesitamos al menos dos mástiles, lo que implica un costo ocho veces mayor que para un proyecto solar», explicó Estévez.

Además, durante el panel de debate en FES Caribe denominado «Las oportunidades de la energía eólica en la región», mencionó que la ubicación del recurso eólico suele estar en áreas remotas lejanas de subestaciones, lo que añade complejidad y costos adicionales en comparación con proyectos solares que están ubicados en muchos casos más cercanos a los centros de consumo.

El transporte de componentes es otro reto significativo que se desprende de aquello. Mientras que los componentes de un proyecto solar pueden ser transportados por la mayoría de las carreteras del país, el transporte de componentes eólicos requiere estudios de ruta costosos y acondicionamientos específicos. «En algunos casos, acondicionar la vía puede costar un 5 o 6% del costo total del proyecto», indicó Estévez. Sin embargo, enfatizó la importancia de la energía eólica para el país y la necesidad de encontrar soluciones inteligentes para superar estos desafíos.

Una de las estrategias de EGE Haina ha sido combinar proyectos solares y eólicos en un mismo sitio para hacer los proyectos más costo efectivos. «Donde vamos a desarrollar un proyecto solar, también desarrollamos un proyecto eólico. Así, aprovechamos la infraestructura existente, como subestaciones y líneas de transmisión, lo que nos permite reducir costos y superar algunos de los retos de transporte», comentó Estévez, deslizando que tal caso sería para el proyecto eólico Esperanza, a localizarse junto al parque solar Esperanza.

¿Qué otra solución podría haber para que la eólica mantenga un ritmo constante de crecimiento? Estévez se refirió a la necesidad de mecanismos de compensación para fomentar el desarrollo de proyectos eólicos. «En 2015, los proyectos solares recibían PPA mucho más altos que los eólicos, lo que incentivó su desarrollo. Ahora, la energía solar es más competitiva que la eólica y necesitamos reconsiderar esos mecanismos de compensación», dijo. Además, destacó que los proyectos eólicos pueden producir energía durante la noche, lo que complementa la matriz energética del país y justifica una reconsideración en los incentivos para estos proyectos.

Un último tema que puso en discusión en el marco de FES Caribe fue la importancia de actualizar la regulación para permitir proyectos eólicos de mayor capacidad, lo que facilitaría una economía de escala y precios más competitivos. «Actualmente, los proyectos eólicos no pueden superar los 50 MW, lo que limita nuestra capacidad de negociar con los fabricantes de turbinas y obtener mejores precios», concluyó Ricardo Estévez, gerente de desarrollo de proyectos renovables de EGE Haina.

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César Butrón: «La demanda de energía en Perú crecerá el 3% anual por los próximos cuatro años»

Los días 24 y 25 de junio, se llevó a cabo la Expo Energía Perú 2024, un evento donde representantes del sector público y privados analizaron la coyuntura del país y compartieron los desafíos y oportunidades de migrar hacia una matriz más limpia y sostenible.

En este marco, el Ing. César Butrón, presidente del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), junto a autoridades del  Ministerio de Energía y Minas (Minem), describió en qué estado se encuentra el sistema eléctrico peruano y proyectó escenarios probables con una mirada hacia el 2030.

«La proyección de la demanda de energía en el Perú crecerá ligeramente por encima del 3% de manera anual por los próximos tres o cuatro años por lo que se necesitaría entre 6,200 a 9,500 MW de capacidad de generación nueva. Sin embargo, hasta el momento, no hay ningún nuevo proyecto industrial grande que se sume al crecimiento de la demanda de más energía», afirmó Butrón.

Según el cronograma de proyectos de generación en cartera previstos hasta el 2027 presentado por el COES, existen 26 proyectos para producir 4,276 megavatios (Mw), con inversiones por US$5,749 millones, de los cuales, la mayoría se encuentran demorados. En este escenario, Burton aseguró que aun entrando en tiempo y forma, no alcanzar para abastecer la demanda proyectada en los próximos años.

De acuerdo al presidente del COES, si bien es necesario adicionar más energía renovable, la principal barrera que hay que superar para el desarrollo de los proyectos renovables es el acceso al financiamiento.

En este sentido, los efectos del último fenómeno de El Niño dejaron al descubierto que la energía hidroeléctrica no es suficiente para abastecer la demanda energética del país y que existe un fuerte déficit en la capacidad de producción eléctrica.

En efecto, Elvis Tello Ortiz, director general de electricidad del Minem, admitió que el 2023, ante el desplome en la producción hidroeléctrica por la sequía, se tuvo que optar centrales a diésel, lo cual elevó los costos marginales de la producción eléctrica en el Perú.  Estos treparon a US$200 por megavatio hora (Mw/h), cuando comúnmente oscilan los US$30 por Mw/h.

«Somos ampliamente dependientes de las fuentes hidráulicas y térmicas. La política energética no ha alcanzado la diversificación esperada […] Tuvimos un déficit hídrico en 2023 que hizo trabajar con más gas del habitual, pero tampoco alcanzó y se empezó a usar diésel», argumentó.

De esta forma, Tello Ortiz enfatizó en la necesidad de reducir la dependencia en combustibles fósiles promoviendo fuentes de energía no convencionales. Para ello, consideró que sería bueno avanzar en el proyecto de ley 28832 el cual vuelve más competitivas a las renovables.

Se trata de un proyecto de regulación que propone dos cambios fundamentales para el mercado eléctrico: separación de energía y potencia en los contratos de suministro  y el establecimiento de bloques horarios al estilo chileno.

En la actual ley se obliga a contratar potencia y energía de manera conjunta, lo que limita la participación de las centrales de generación solar. Por ello, este cambio permitiría la participación de todas las tecnologías de generación eléctrica en las licitaciones de suministro de las empresas distribuidoras.

«Estamos a casi 500 MW [en este momento] de empezar a despachar electricidad con diésel, y eso se puede intensificar con años secos (…) Hoy se busca mayor generación eficiente con competencia de energías neutras, aperturando la posibilidad para que las distribuidoras puedan realizar licitaciones de suministro de energía y potencia, ya se por separado o de forma conjunta», concluye.

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Genneia colocó exitosamente una nueva obligación negociable verde por 60 millones de dólares

La compañía líder en generación de energías renovables de Argentina, colocó su 14° Obligación Negociable Verde (ON) por un monto equivalente a US$ 60 millones, superando ampliamente su objetivo inicial de US$ 20 millones. En total, la compañía recibió ofertas por más de US$ 90 millones. De esta manera, los fondos recaudados serán destinados para impulsar distintos proyectos solares y eólicos.

La colocación de la ON dólar-linked Clase XLVI fue por el monto máximo del aviso de suscripción de US$60 millones. Esta ON cuenta con un cupón fijo del 2%, intereses pagaderos trimestrales y vencimiento en junio 2026. Fue emitida a un precio de 103.1%, lo que implica un rendimiento del 0.4%. La alta demanda por este instrumento en el mercado de capitales local llevó a declarar desierta la ON dólar hard Clase XLV. La nueva ON Clase XLVI 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 decimocuarto instrumento con etiquetado verde.  

Destacamos que las órdenes superaron ampliamente el objetivo inicial de la compañía, con la mayoría de las ofertas provenientes de inversores privados e institucionales interesados en proyectos de infraestructura baja en carbono que promuevan el desarrollo equitativo y sostenible del país. 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., Balanz Capital Valores S.A.U., Banco BBVA Argentina S.A., Banco de la Provincia de Buenos Aires, Banco de Servicios y Transacciones S.A., Banco Hipotecario S.A., Banco Mariva S.A., Banco Patagonia S.A., Banco Santander Argentina S.A., Facimex Valores S.A., Invertir en Bolsa S.A., Parakeet Capital S.A., Banco Supervielle S.A. y TPCG Valores S.A.U. actúan como Colocadores.

De esta manera Genneia sigue consolidando su liderazgo en finanzas sostenibles, habiendo emitido bonos verdes por más de US$ 800 millones de dólares en los mercados de capitales local e internacional. Todas sus emisiones con etiquetado verde se encuentran alineadas con su firme compromiso con el medio ambiente, reflejado en el desarrollo de numerosas iniciativas y buenas prácticas que contribuyen a combatir el cambio climático.

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Aseguran que el proyecto de resolución de comunidades energéticas no les brinda un régimen especial

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) se encuentra trabajando, de manera coordinada con el Ministerio de Minas y Energía (MINEM) y la Unidad de Planeación Minero – Energética (UPME) en la reglamentación de las comunidades energéticas en Colombia.

En efecto, días atrás, la CREG en su sesión No. 1322 del 13 de junio de 2024, aprobó someter a consulta pública el proyecto de resolución “Por la cual se armoniza la regulación para la integración de las comunidades energéticas al Sistema Energético Nacional y se dictan otras disposiciones”, por un término de quince 15 días hábiles, contados a partir del día siguiente a su publicación en el portal web de la CREG (19 de junio).

Proyecto_Resolución_CREG_701_051_2024

La consolidación de las comunidades energéticas genera mucha expectativa en el sector energético colombiano al ser una apuesta fundamental en el panorama de la transición energética en Colombia. Por ello, las autoridades regulatorias están trabajando en que este proyecto de resolución entre en vigencia en el menor tiempo posible.

En este marco, Luis Moreno, experto en Derecho Minero Energético y profesor universitario en regulación, analizó en detalle el proyecto de resolución y alertó en la necesidad de invertir en  redes de infraestructura  para ofrecer más capacidad de la red.

¿Qué opinión le merece este borrador de comunidades energéticas?

Años atrás, el concepto de comunidades energéticas se puso muy a la vanguardia y muchos pensaron que era necesario darle un marco legal y un régimen especial a estos grupos.

En 2023, el MINEM sacó un decreto para aclarar que las comunidades energéticas son autogeneradoras pero colectivas y que estas deben registrarse. En este sentido, las comunidades pueden hacer autoconsumo colectivo, pero también pueden hacer producción energías para comercializar lo cual es definido como generadores distribuidos.

En la resolución nueva del 2024 que está a consulta, la CREG busca definir las condiciones de prestación de servicio público en esas comunidades.  Establece que las comunidades se van a regir por la regulación existente de autogeneración de pequeña y gran escala y no les brinda un régimen especial.

Lo novedoso es que distingue las comunidades energéticas en el sistema interconectado nacional y distingue las comunidades energéticas en las zonas no interconectadas. A las comunidades étnicas y rurales las habilitan a comercializar energía a usuarios no regulados dentro de la comunidad. Los otros simplemente producen energía para sí mismos. Entonces no está claro si las comunidades que no son etnias o rurales pueden comercializar.

Además, cabe destacar que las comunidades étnicas y rurales si obtienen financiamiento del estado mientras que las otras no. Por ello, actualmente en Colombia, la mayoría son las étnicas y rurales.

En conclusión, esta resolución remite el régimen de las comunidades energéticas a lo que ya existe en cogeneración de pequeña y mediana escala y lo que ya existe en generación distribuida. Todo lo llevaron al régimen que ya conocemos y pienso que las comunidades energéticas deberían tener un régimen especial.

¿Y qué aspectos positivos identificas del proyecto de regulación?

Veo como buena señal que las comunidades que generan menos de 1 MW y menos que 5 MW van a tener un procedimiento más expedito de conexión. No obstante, hay que verificar que les alcance la capacidad de la red al momento de conectarse.

Estas redes no están preparadas para tantos intercambios de energía, habría que invertir en robustecer la infraestructura eléctrica para que estas comunidades energéticas no se frustren.

Por otro lado, estamos regulando la autogeneración remota, donde no necesariamente la planta de autogeneración debe estar en el punto de consumo, sino que también puede estar distante. Será muy interesante tener comunidades energéticas con plantas de generación distantes. Estimo que se verán mucho esas tendencias.

¿Existen casos de éxito de pares latinoamericanos para tomar como ejemplo?

No ha habido mucho desarrollo y las experiencias no han sido tan amplias en el contexto latinoamericano. Pocos países de la región han avanzado en la autogeneración colectiva. Las referencias que se tienen vienen de España.

Colombia es el más avanzado en esta materia: hay más de 2500 comunidades energéticas registradas en el Minem. Ojalá los comentarios del sector ayuden a avanzar en una regulación que impulse la actividad

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ACESOL renueva su Directorio para el período 2024-2026

La Asociación Chilena de Energía Solar, ACESOL, anuncia la renovación de su Directorio para el período 2024-2026, un hito significativo en su continuo esfuerzo por liderar la transición hacia un futuro energético más limpio y sostenible en Chile.

El jueves 27 de junio, tuvo lugar en la sede Presidente Errázuriz de la Universidad Adolfo Ibáñez, la Asamblea Ordinaria Semestral de ACESOL.

Durante esta reunión se llevó a cabo la votación para la elección del nuevo Directorio, así como la presentación de los nuevos socios que han ingresado a la asociación durante este 2024.

La Asamblea, introducida por la Presidenta de la Asociación, Bárbara Barbieri, y el vicepresidente, David Rau, y dirigida por Darío Morales, Director Ejecutivo del gremio, contó con la participación de representantes de los más de 150 socios. En su discurso de bienvenida, la Presidenta Bárbara Barbieri destacó la importancia de la energía solar en la agenda nacional y el papel fundamental de ACESOL en la promoción de soluciones energéticas sostenibles.

El vicepresidente David Rau resaltó los logros de la asociación en el último año y la visión estratégica para el futuro. Durante el desarrollo de la asamblea, el Director Ejecutivo de ACESOL, Darío Morales, presentó el resumen ejecutivo y financiero del semestre, mostrando los avances y desafíos enfrentados por la asociación.

Luego, se procedió a la votación de los representantes de más de 150 socios, incluyendo tanto empresas como personas individuales. De esta forma, el nuevo directorio de ACESOL quedó conformado por Bárbara Barbieri, José Luis Opazo, Claudio Henríquez, María Teresa Cerda, Paula Domínguez, Erich Schnake y Juan Ignacio Ríos.

Estos nuevos directores, provenientes de diversas empresas y sectores relacionados con la energía solar, aportan una rica diversidad de experiencias y conocimientos. Cada uno de ellos ha demostrado un firme compromiso con el desarrollo y la promoción de la energía solar en Chile, lo que garantiza que el nuevo directorio estará compuesto por profesionales altamente capacitados y dedicados a impulsar la misión de ACESOL.

Así también, la elección de estos nuevos directores permitirá a la asociación continuar fortaleciendo su liderazgo en el sector energético, apoyando y promoviendo el desarrollo de la energía solar como una solución viable y efectiva para los desafíos energéticos que enfrenta Chile. ACESOL extiende su agradecimiento a todos los candidatos por su participación y a los socios por su compromiso y apoyo continuo.

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Lo más destacado de InterSolar Europe: Tongwei presenta los innovadores Módulos de la Serie G12

Tongwei Solar, la primera empresa fotovoltaica del mundo en estar incluida en la lista Fortune Global 500, completó su debut perfecto en la Intersolar Europe y organizó la gran gala de “Shine on Munich (Luz Solar en Múnich)” para celebrar su éxito.

Durante la exposición, Tongwei presentó los módulos de series TNC-G12/G12R, que cuentan con numerosas ventajas, como alta eficiencia, bajo coeficiente de temperatura y mínima degradación.

Con las ventajas de control estricto de la calidad del material entrante, los módulos aplican las células solares desarrolladas y producidas por la propia empresa para las series TNC-G12/G12R, llevando a la industria a una era de alto rendimiento con calidad y eficiencia mejoradas.

Tongwei también publicó su Informe ESG 2023 titulado «Juntos para ganar» y obtuvo certificaciones de KIWA-PVEL, BSI y Fitch. El evento atrajo un gran interés por parte de los socios, lo que dio lugar a acuerdos de cooperación con clientes como Econergy, KP Solar Group SMLLC, Wattkraft, EEN y Nordic Sun & PTE.

En medio del entusiasmo por la Intersolar Europe y la Euro 2024, Tongwei organizó la gala de “Shine on Munich (Luz Solar en Múnich)”. La Sra. Liu Shuqi, presidenta y CEO de Tongwei, invitó a la leyenda del fútbol Massimo Ambrosini y a más de 200 clientes a asistir a la “Noche de Fútbol” de Tongwei, que combinó el deporte y la energía sostenible, creando una celebración memorable para honrar los avances en la industria fotovoltaica.

A lo largo del evento, la Sra. Liu Shuqi tuvo una interacción positiva con el Sr. Ambrosini y también expresó la visión de Tongwei a los invitados: «A medida que la gobernanza climática global se convierte en un consenso», comentó la Presidenta Liu, «Tongwei está comprometida a crear productos limpios, sostenibles y de alta calidad. Nos esforzamos por elaborar cada módulo con la misma dedicación y perseverancia que se ve en el campo de fútbol, donde innumerables esfuerzos y una visión a largo plazo conducen a grandes avances”.

El enfoque proactivo de Tongwei para promover soluciones energéticas sostenibles subraya su compromiso de impulsar la innovación global y establecer nuevos puntos de referencia en la industria fotovoltaica.

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Se viene RefriAmericas, evento que impulsa la eficiencia energética en la industria HVAC/R

Desde el 24 al 25 de julio, Miami será sede de la  20ª edición de RefriAmericas, el evento principal para la industria HVAC/R en América. Este año se reunirán más de 100 expositores, incluyendo portavoces de gigantes del sector como Daikin y Carrier para abordar los temas más imperiosos que afectan a la industria.

Algunos de ellos son: las últimas novedades y tecnologías para bajar emisiones y reducir el gasto y consumo energético; de qué manera se está actualizando la IA en HVAC/R y la sustentabilidad e innovación en los sistemas de enfriamiento para Data Centers.

En conversaciones con Energía Estratégica, Ana María Suárez, Marketing Manager de Latinpress Inc. y organizadora del evento destaca: “Se espera consolidar a RefriAméricas 2024 como un encuentro fundamental para que profesionales de la industria HVAC/R en América Latina actualicen sus conocimientos, exploren nuevas tecnologías y establezcan alianzas estratégicas”. 

“Buscamos superar la asistencia de ediciones anteriores, reflejando el creciente interés en la eficiencia energética y soluciones sostenibles en la región. Esperamos a más de 2,000 profesionales incluyendo ingenieros, instaladores, consultores, distribuidores y otros actores clave del sector, todos enfocados en mejorar sus conocimientos y ampliar su red de contactos”, agrega.

Según la experta, RefriAméricas aporta un valor significativo a la industria renovable mediante:

El impulso a la Eficiencia Energética: a través de sus conferencias y talleres, se proporcionarán estrategias y tecnologías avanzadas para mejorar la eficiencia energética, elemento esencial para proyectos de energía renovable.
La integración de Tecnologías Sostenibles: se presentarán innovaciones en climatización y refrigeración que son sostenibles y minimizan el impacto ambiental.
La optimización de Costos Operativos: se introducirán tecnologías que ayudan a las empresas a reducir costos operativos y aumentar su eficiencia, beneficiando directamente a los proyectos de energías renovables.

Atractivo de Latinoamérica para proyectos renovables

Además, Suárez afirma que Latinoamérica se presenta como una región altamente atractiva para la ejecución de proyectos renovables debido a:

Abundancia de Recursos Naturales: la región cuenta con vastos recursos solares, eólicos, hidroeléctricos y geotérmicos, posicionándola favorablemente para el desarrollo de energías renovables.
Políticas e incentivos gubernamentales: muchos países latinoamericanos están implementando políticas y programas de incentivos para fomentar el crecimiento de las energías renovables.
Crecimiento económico y demográfico: la creciente demanda de energía en la región está impulsando la necesidad de soluciones energéticas sostenibles y eficientes.

En efecto, por los mencionados factores, según un informe de Mordor Intelligence, en Latinoamérica, se espera que el mercado HVAC crezca a una tasa anual compuesta (CAGR) del 4.86% desde 2023 hasta 2028, alcanzando un valor de US$15.1 mil millones para el año 2028. 

En este contexto, Suarez concluye: “RefriAméricas 2024 no solo es un evento clave para la industria HVAC/R, sino que también desempeña un papel crucial en la promoción y adopción de tecnologías y prácticas sostenibles en toda América Latina y el Caribe. Ofrece una plataforma invaluable para la innovación, el aprendizaje y la colaboración en el camino hacia un futuro energético más verde y eficiente”.

 

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FES Chile reunirá a líderes para analizar las oportunidades para las renovables en el Cono Sur

Future Energy Summit (FES), plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables, cerrará su gira 2024 con una nueva cumbre en Chile. 

Los días 27 y 28 de noviembre se llevará a cabo el mega evento Future Energy Summit Southern Cone en el Hotel Intercontinental de Santiago, que reunirá a más de 400 líderes del sector energético a lo largo de dos jornadas llenas de oportunidades de networking, entrevistas exclusivas, encuentros cara a cara y debates cruciales. 

Por tercera vez consecutiva FES dirá presente en Chile para promover el diálogo los temas más relevantes; considerando que el país ya cuenta con 17093 MW de potencia instalada en energías renovables no convencionales (ERNC) y que éstas recientemente lograron la cobertura del 33,7% de la generación eléctrica.

La participación ERNC acumulada del año 2024, corresponde al 40,0% de la matriz eléctrica del país; hecho que podría aumentar en los próximos meses ya que existen otros 5379 MW de renovables y sistemas de almacenamiento de energía (SAE) en construcción, según fuentes cercanas del sector. 

Además, el evento llegará al cierre de un año que ya cuenta con varios hitos para el sector renovable de Chile, desde diversas licitaciones de transmisión, la adjudicación de 3600 GWh en la Licitación de Suministro y resultados de estudios para modernizar el mercado eléctrico

Mientras que para la continuidad del storage, ya se publicó el nuevo reglamento de transferencias de potencia que representa un gran avance sobre la remuneración que recibirán los SAE, entre otros puntos; como también plan nacional para impulsar proyectos de sistemas de almacenamiento de energía en terrenos fiscales por más de 13 GWh en seis macrozonas del país. 

Por otro lado, se espera que antes de fin de año también esté aprobado por el Senado el proyecto de ley de Transición Energética (oficialmente iniciativa 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), a pesar qué esta ya no contemple una futura licitación de almacenamiento.

A lo que se debe añadir que el Poder Legislativo tiene en su poder (y ya le dio media sanción) el “proyecto de ley de cuotas” (oficialmente denominado proyecto de ley que impulsa la participación de las energías renovables en la matriz energética nacional), que aumenta de forma paulatina la meta porcentual de las renovables no convencionales hacia los próximos años y propone un salto del límite actual de 300 kW a 500 kW en las conexiones de generación distribuida a escala de Net Billing. 

Por lo que todos esos temas y muchos más serán debatidos durante el mega evento Future Energy Summit Southern Cone, para el que ya están a la venta las entradas Early Bird (hasta el 2 de septiembre) y que contará con la participación de empresas de renombre como Sungrow, Huawei, Seraphim, JA Solar, Nextracker, Trina Solar, Solis, LONGi Latam, Risen, Chemik, Black and Veatch, DIPREM, Goodwe, Jinko, AE Solar, ZNShine y Canadian Solar. 

En línea con esta convocatoria de lujo, disertantes de envergadura se subirán al escenario preparado por FES para formar parte de los paneles de debate y cientos de asistentes podrán participar en los más sofisticados espacios para networking.

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

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

¡Reviva los mejores momentos de FES Chile 2023!

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Intento de golpe de Estado en Bolivia: El país debate el futuro de las renovables en medio de un panorama de incertidumbre

Bolivia se vio sacudida este miércoles 26 de junio por un intento de golpe de Estado, luego de que un grupo de militares, encabezados por el excomandante general del Ejército, Juan José Zuñiga, se movilizara en el centro de La Paz, tomara la plaza central de la ciudad e ingresara al Palacio Quemado, la antigua sede del gobierno. 

El presidente Luis Arce brindó un discurso rodeado de los miembros de su gabinete en el que solicitó la movilización del pueblo bajo la frase de mantenerse “firmes para enfrentar todo intento golpista”; mientras que pocas después los militares abandonaron el lugar tras el cambio del Alto Mando Militar y la designación de nueva cúpula de las Fuerzas Armadas. 

Además, el actual ministro de Hidrocarburos y Energías, Franklin Molina Ortiz, no fue ajeno a dicha situación y se manifestó a través de sus redes sociales, donde denunció movilizaciones irregulares de algunas unidades del Ejército Boliviano.

¿Cómo repercute en el sector? La particularidad es que este intento de golpe de Estado se dio pocas horas antes del inicio de un foro de transición energética, organizado por el propio gobierno nacional para trazar su hoja de ruta hacia el año 2050 mediante políticas públicas. 

Es decir que durante el mismo se discutirán estrategias que involucren a empresas, sectores de energía y políticas estatales enfocadas en la innovación, el consumo responsable y la generación de energías renovables; con el objetivo de impulsar el cambio de la matriz energética con enfoque en energías renovables y sostenibilidad, analizar la situación actual y desafíos futuros del sector energético para orientar la política energética hacia la transición e identificar barreras y oportunidades para configurar una hoja de ruta hacia el financiamiento climático.

Incluso desde el propio Ministerio de Hidrocarburos y Energías señalaron que mostrarán “avances significativos en el desarrollo de energías alternativas”, por lo que este foro resultará una oportunidad para resaltar dichos progresos y está previsto que haya, al menos, dos paneles de debate que aborden específicamente el rumbo que tomarán las inversiones de energías alternativas y renovables

Incluso el Foro de Transición Energética Bolivia 2050 contará con la participación de autoridades del Banco Mundial, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y distintas cámaras empresariales del sector energético nacional y regional, entre otros players. 

Y uno de ellos también será la Empresa Nacional de Electricidad Bolivia (ENDE), la estatal que periódicamente lanza convocatorias para proyectos eólicos y solares que despiertan el atractivo de fabricantes extranjeros que esperan certeza jurídica en estas instancias. 

Por tal motivo es que, desde el Ministerio de Hidrocarburos y Energías (nuevamente bajo esta denominación desde noviembre 2020 tras la asunción presidencial de Arce, que representó la culminación del gobierno transitorio tras luego de la crisis política del 2019) intentaron transmitir tranquilidad de que Bolivia se encuentra unida y existe claridad en el futuro de la política energética nacional. 

“La democracia debe respetarse. Exigimos transparencia y responsabilidad en el actuar de nuestras fuerzas armadas. Nuestro compromiso es con un país justo y democrático, donde cada acción se realice en el marco de la legalidad y el respeto a los derechos de todos los bolivianos. Cerramos filas en torno a nuestro Presidente democráticamente elegido. ¡Lucho no estás solo!”, expresó el titular de la cartera energética a través de la plataforma X (ex Twitter). 

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Fabricantes abogan por mayor claridad en la política y regulación para acompañar el crecimiento de las energías limpias en México

JA Solar, empresa fabricante de paneles solares, está posicionada entre las top cuatro del mundo en cuanto a la calidad de sus líneas de producción. Este liderazgo acompañado de una amplia trayectoria operando en el mercado global se hace presente en Latinoamérica con grandes contribuciones al crecimiento de la energía solar en el segmento de utility scale y generación distribuida.

México es uno de los principales países de la región donde JA Solar se ha destacado supliendo las últimas innovaciones tecnológicas en el campo fotovoltaico y donde mantiene una participación activa en todas las iniciativas que allí se impulsan. Tal es así que ha contribuido como Diamond Partner a la realización de la primera edición de Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), el evento por excelencia para profesionales de las energías renovables.

En el marco del primer panel de debate de FES Mexico, Victoria Sandoval, Sales Manager de JA Solar, compartió su análisis sobre los puntos de mejora en el sector energético local ante la llegada de una nueva administración de gobierno que deberá asumir el 1 de octubre de este año 2024.

Uno de los puntos más destacados de su intervención fue el llamado a que la teoría y la práctica política y regulatoria en México sean coherentes y coincidan, en palabras de Sandoval “que el México en papel y el México de campo sean el mismo”. Al respecto, señaló que aunque en teoría la regulación no ha cambiado significativamente, en la práctica hay una discrepancia notable que afecta a los desarrolladores de proyectos e inversionistas.

La referente de JA Solar también advirtió la inconsistencia en los datos disponibles, que perjudica no sólo el acceso a la información y transparencia en el mercado sino también pone un manto de duda sobre la dinámica del mercado, citando un ejemplo concreto: “Nosotros tenemos un tema en México de que la información a veces no empata. Por ejemplo, tengo la información de los contratos que son 750 MW de generación distribuida solamente, pero también tengo la información de las importaciones y en las importaciones tengo 1.2 GW de módulos que entran”. Esta disparidad sugiere que hay capacidad instalada que aún no se ha actualizado oficialmente, reflejando variantes al momento de evaluar el crecimiento de la generación distribuida. No obstante, se mostró entusiasta de lo que aún puede hacer la iniciativa privada para impulsar nuevas instalaciones de energía solar.

“Mi estimación es que mínimo vamos a llegar a 1.5 GW en generación distribuida”, proyectó Sandoval, indicando la necesidad de claridad en la política pública sobre el futuro del autoconsumo y la generación masiva para satisfacer la creciente demanda industrial.

Ahora bien, como fabricantes no sólo identificarían esos pendientes de claridad en la política y regulación, sino también en cuanto a la actualización de los desarrollos en carpeta. Sandoval describió no sólo un mercado estancado, con proyectos en espera de interconexión. “El mercado en México se mantuvo un poco en el refrigerador”, señaló, refiriéndose tanto a proyectos en stand by como a la obsolescencia de algunas especificaciones tecnológicas.

“Si yo me meto ahora a revisar la base de datos de información de proyectos y me clavo en el detalle de qué producto está para cada proyecto, veo que los paneles especificados eran de 300 W o 350 W”, mencionó, ilustrando que el rápido avance tecnológico que ha ocurrido en los últimos años requiere actualizar el diseño de algunos de esos proyectos.

JA Solar, al igual que muchos fabricantes en los últimos años, ha aumentado la potencia y mejorado la eficiencia de sus paneles, manteniendo precios competitivos. “La tecnología solar se ha vuelto la solución más lógica para todo”, dijo Sandoval, refiriéndose a lo competitivo de los paneles solares, que ofrecen energía barata y duradera.

Finalmente, Sandoval enfatizó el papel crucial de los fabricantes de paneles solares en esta evolución: “La labor del que fabrica el panel solar es esencialmente muy sencilla: hacer más energía con menos recurso, con menos precio, con menos panel, con menos material”, concluyó. Desde su perspectiva, este enfoque ha permitido que la energía solar se consolide como una opción cada vez más viable y atractiva para satisfacer las necesidades energéticas.

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Plan de contingencias en Colombia: UPME aprueba 17 GW de proyectos renovables 

Como ya había anticipado este medio, Colombia debe incorporar más proyectos de energía renovable para reducir su alta dependencia hidroeléctrica, ya que esta fuente de energía no resulta suficiente para abastecer la gran demanda energética del país en períodos de sequía.

En línea con ese objetivo, días atrás, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) presentó una nueva versión del plan de expansión de generación a 2037, en el cual proyecta que la capacidad total instalada del sistema de generación a 2037 variaría entre 34.7 GW y 37.7 GW, lo cual corresponde a un crecimiento entre 70% y 85% frente a la capacidad actual de 20.3 GW.

El plan destaca que la composición de la matriz energética colombiana experimentaría una transformación significativa hacia fuentes no convencionales de energía renovable, alcanzando a 2037 una participación de hasta 53% proveniente de eólica, solares, pequeñas centrales hidroeléctricas, y plantas menores.

En el marco de estas estimaciones, el director de la UPME, Carlos Adrián Correa Flórez, hace un análisis detallado de la coyuntura y revela a Energía Estratégica cómo vienen trabajando en diversificar la matriz colombiana con el objetivo de estar preparados para hacerle frente a los próximos fenómenos climáticos que se vienen por delante.

Teniendo en cuenta las lecciones aprendidas luego de superar la etapa más crítica de “El Niño”, ¿emplearán algún plan de contingencias para incrementar el volumen de renovables ante futuros períodos de estiaje?

El Plan de Contingencia se viene desarrollando desde hace un buen tiempo y no precisamente a partir del fenómeno de El Niño. La UPME ha aprobado alrededor de 400 proyectos renovables en diferentes etapas de desarrollo. Son casi 3 GW de proyectos eólicos y 14.1 GW de solares. No obstante, estamos yendo más allá de lo que nos corresponde por ley y a través de un equipo de profesionales llamado equipo 6G estamos haciendo un acompañamiento para la entrada en operación de estos proyectos renovables ayudando en todos los trámites que se deben presentar para la concreción de estos proyectos. 

Por otro lado, estamos en un plan muy agresivo de modernización y actualización de la red de transmisión en donde también hay retrasos de décadas. Nos hemos propuesto de manera prioritaria hacer una modernización de este sistema de transmisión. Desde el año pasado abrimos 10 convocatorias de sistemas de transmisión nacional y adjudicamos 8 de esas 10 obras

La intención es que este 2024 sigamos abriendo convocatorias de elementos del sistema que ayuden a flexibilizar la operación como compensadores síncronos y baterías para seguir adjudicando más obras. Además, acercaremos unos paquetes de obras urgentes este año como parte de nuestro plan para poner a punto nuestro sistema de transmisión.

XM reveló que existen 1029 MW en periodo de pruebas con fechas de entrada de operación entre el 2024 y el 2025. ¿Qué desafíos regulatorios deben superarse para lograr que entren en tiempo y forma? 

Se necesita la flexibilización de algunos de los requerimientos para que estos proyectos pasen a operación comercial. Hay pruebas que son muy exigentes y dependen de las condiciones climáticas. También podría ayudar brindar un periodo de gracia para cumplir esas pruebas una vez ya entrada la operación del proyecto, como sucede en otros países. Eso podría acelerar la entrada en operación comercial de los proyectos.

A su vez, se debería flexibilizar la manera en la que estamos penalizando las desviaciones de las plantas renovables despachadas. Creemos que hay todavía campo para encontrar un punto intermedio.

El sector recibió con  aceptación el borrador por el cual se establecen los límites máximos de potencia y dispersión de a la regulación de autogenerador y generador distribuido colectivos. ¿Qué comentarios esperan obtener?

Venimos recibiendo muy buenos comentarios por diferentes vías y creemos que sí es una señal de política pública para el desarrollo y la masificación de comunidades energéticas.

Estamos trabajando desde el año pasado para definir límites que puedan aumentar la probabilidad de interés y entrada de proyectos comunitarios. No generar cuellos de botella sino más bien dar la mayor flexibilidad para promover la actividad. Creemos que el límite de 5 MW cubre un enorme universo de iniciativas. Tratamos de hacerlo mas simple posible para tener una explosión de soluciones de este tipo.

¿Crees que se logrará la meta del gobierno de alcanzar los 6 GW renovables?

Es un plan ambicioso y es difícil decir a ciencia cierta si se va a cumplir. No obstante, los 2 GW de renovables ya casi se cumplen: tenemos 750 MW en operación comercial y 1.8 GW en periodo de pruebas que están inyectando energía al sistema en distintos niveles.  

Colombia ya está superando la primera curva de aprendizaje y ya se está volcando hacia procesos más refinados y eficientes. Ojalá podamos lograr esa meta de 6 GW.

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ON proyecta cerrar este 2024 con un crecimiento del 65% interanual en Centroamérica y el Caribe

Operadores Nacionales (ON), Value Added Partner -VAP- de Huawei Digital Power, continúa ampliando su alcance en Centroamérica y el Caribe con la distribución de equipos fotovoltaicos de la marca FusionSolar

Sus números van en sincero crecimiento. En el último lustro, han incrementado en dos dígitos sus porcentajes de ventas año a año y han ascendido a tres dígitos entre el 2022 y 2023. En este 2024, van por nuevos objetivos. 

“Este año, esperamos crecer 65% respecto al año pasado. Estamos en una excelente posición en los mercados que se están desarrollando”, aseguró Erick López, CEO & Founder de ON.  

Erick López atribuye este notable crecimiento a varios factores; en primer lugar, a la fortaleza y competitividad de la marca Huawei – FusionSolar; además, a la maduración de los mercados que se está produciendo en Centroamérica y el Caribe; y, especialmente, al valor agregado de ON como aliado clave de los desarrolladores en la región, al manejar la complejidad logística y regulatoria de variedad de países. 

«Para mover un equipo entre El Salvador y Guatemala, aunque está a menos de 200 km, tenemos que hacer trámites aduaneros y migratorios; trabajar con cuatro idiomas distintos, más de 30 legislaciones diversas, sistemas tributarios particulares, código de red específicos, y lo hacemos… ese es nuestro valor agregado», explicó López.

La regulación y los voltajes específicos de cada país juegan un papel crucial en la demanda de estos productos. La adaptabilidad de ON para cumplir con estos requisitos técnicos ha sido otro factor clave en su éxito distribuyendo principalmente inverters, como el de 330 kW que es su producto estrella en el segmento utility; mientras que en menor escala, en residencial se destacan modelos de 8 o 10 kW y en el sector comercial industrial, inversores de 20, 50 y el nuevo 150 kW. 

Durante una entrevista exclusiva con Energía Estratégica en el evento Intersolar, el máximo referente de ON, destacó el atractivo de la región por el volumen de proyectos de gran escala que hay en camino producto de licitaciones o concesiones recientemente otorgadas. 

«Estamos viendo fuertes crecimientos en Panamá, Dominicana, Guatemala y El Salvador en utility, con mucha generación de plantas grandes», explicó López, refiriéndose a centrales en el orden de los 30 MW. 

Es por ello que la mayoría del crecimiento pronosticado se debería al segmento utility. No obstante, un challenge que subraya el ejecutivo involucra balancear su estrategia de negocios para aumentar a un 50% sus ingresos por generación distribuida y un 50% por utility. Al respecto, López consideró: “La generación distribuida, al ser un negocio más estable, es una de las grandes apuestas de ON para consolidar su presencia en la región”.

La estrategia de ON incluye establecer partnerships en nuevos mercados como Bahamas, Barbados, Venezuela, Guyana y Trinidad & Tobago, que se sumarán a los que ya tienen en  Guatemala, El Salvador, Honduras, Panamá, República Dominicana y Jamaica, lo que les permitirá alcanzar su objetivo de que el 50% de sus ingresos sostenidos en el tiempo provengan de la generación distribuida.

Además, la expectativa de nuevas regulaciones vinculadas a baterías abre nuevas oportunidades. «Las baterías han venido a complementar las renovables muy bien», añadió el ejecutivo de ON, que incluye soluciones de almacenamiento Huawei FusionSolar en su cartera de productos y soluciones a distribuir. 

Respecto a almacenamiento es preciso recordar que durante el año pasado y el primer semestre de este año, países como República Dominicana, Panamá y Guatemala han aprobado las bases para el despliegue de sistemas de almacenamiento en baterías principalmente para su aprovechamiento en mercados eléctricos mayoristas.  

En atención a este potencial de crecimiento, desde ON, auguran que en 2025 se vean más de estas soluciones despegando no sólo en esos países con nueva regulación de baterías sino también en el Caribe, identificando algunas plazas estratégicas como Barbados, Bahamas y otras islas.

Mirando hacia el futuro, ON tiene planes ambiciosos para mantener su expansión en 2025 y más allá. «Nosotros queremos crecer al mismo ritmo en 2025. Se vienen fuertes licitaciones en la región y estamos llegando a más países», afirmó López. 

En tal sentido, Panamá lanzó recientemente una licitación de 500 MW exclusivos de energías renovables y almacenamiento, Puerto Rico transita su tercer tramo de similares características; y, Guatemala tras su convocatoria PEG-4 prepara una PEG-5 para lanzar este año por en el orden de 1200 MW. 

“Nosotros somos 100% distribuidores, eso le da una tranquilidad a los que participan en las licitaciones de que nosotros no competimos en construir. Nosotros le vendemos equipos al que ganó un evento y va a construir, ese es nuestro foco 100% distribución”, concluyó Erick López, CEO & Founder de ON

De esta manera, ON continúa fortaleciéndose como el mayor distribuidor en la región y siendo un referente para inversionistas interesados en el mercado centroamericano y caribeño. Su experiencia y especialización en estos pequeños pero diversos países les ha permitido no solo crecer, sino también ofrecer asesoría valiosa a nuevos actores del mercado, así lo demostró durante su participación en el último Intersolar en Europa.

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El Senado de Brasil aprobó la ley de hidrógeno y sólo restan detalles para su entrada en vigencia

El Senado de Brasil aprobó, en lo general, el proyecto de ley que establece el marco legal para la producción de hidrógeno bajo en carbono e incentivos fiscales y financieros para el sector (PL 2.308/2023). 

La particularidad es que quedaron pendientes algunas enmiendas planteadas por diversos legisladores, vinculadas a incentivos entre autoproductores y productores de hidrógeno, licencias para proyectos eólicos offshore destinados a producir H2V y ampliaciones de las zonas de procesamiento y exportación (ZPE) para dicho vector, entre otros puntos. 

Por lo que las modificaciones quedaron pendientes para una futura sesión del Plenario de la Cámara Alta, la cual se espera se lleve a cabo en julio, según fuentes cercanas del sector energético de Brasil.

Y una vez finalizada dicha votación, el proyecto regresará a la Cámara de Diputados para un mayor análisis de las modificaciones particulares que realice el Senado. 

La ley buscará fomentar la producción de hidrógeno bajo en carbono, incluyendo el obtenido a partir de fuentes renovables no convencionales, como aquel producido a partir etanol y otros biocombustibles, o mismo el “H2 electrolítico”, producido por electrólisis del agua y otras alternativas que definirán los poderes públicos. 

“Este proyecto apunta al futuro. Tenemos un enorme potencial del hidrógeno verde, ya sea para uso interno o exportación, de tal modo que algunos empresarios ya tienen una cartera de proyectos y con la regulación podrán comenzar a llevarlos a cabo”, señaló el senador Jaques Wagner.

Además, tal como anticipó Energía Estratégica tras la aprobación del proyecto en la Comisión Especial para el Debate de Políticas Públicas sobre Hidrógeno Verde del Senado de Brasil (ver nota), se creará un Régimen Especial de Incentivos a la Producción de Hidrógeno con Bajas Emisiones de Carbono (Rehidro).

Este último tendrá vigencia desde 2025 a 2029, con metas y objetivos concretos, por el que podrá participar toda la cadena de valor (transporte, distribución, envasado, almacenamiento o comercialización), que será incluida en el Régimen Especial de Incentivo al Desarrollo de Infraestructura (Reidi). 

Es decir que las empresas estarán exentas del pago por las contribuciones sociales del programa de integración social (PIS), el programa de formación de servidores públicos patrimoniales (PASEP) y la contribución al financiamiento de la seguridad social (COFINS).

Ello incluye exenciones impositivas en las importaciones, la compra de materias primas, productos intermedios, embalajes, stocks y materiales de construcción elaborados por productores cualificados de hidrógeno bajo en carbono. 

“Todos los estados de Brasil pueden ser beneficiados, tener vocaciones e itinerarios de producción y desarrollo de hidrógeno bajo en carbono. Esta aprobación de la ley permite que Brasil protagonice una actuación en el área del H2”, complementó el legislador Cid Gomes

Los incentivos superan los R$ 18.300.000.000 a lo largo de cinco años a pedido del propio sector que han realizado en el área y se podrán utilizar para pagar cualquier impuesto federal y, si no existe deuda para compensar, el crédito se reembolsará en efectivo. Aunque el mismo no podrá exceder los siguientes montos por cada año:

Máximo de R$ 1.700.000.000 en el año 2028
Tope de R$ 2.900.000.000 en 2029
Límite de R$ 4.200.000.000 para el año 2030
Umbral de R$ 4.500.000.000 al 2031
Máximo a otorgar de R$ 5.000.000.000 durante el año 2032. 

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CIFI promueve generación de energía limpia con nueva serie de bonos verdes en Panamá

La Corporación Interamericana para el Financiamiento de Infraestructura (CIFI) anuncia la emisión de una nueva serie de bonos verdes por un valor de USD 10 millones, posicionándose como el primer emisor privado panameño en realizar una transacción de este tipo a través de la fase II del enlace iLink de Euroclear Bank.

La fase II del enlace iLink, concretada en febrero de 2024, permite que las emisiones de deuda corporativa panameña y de organismos multilaterales y/o supranacionales inscritas en la Bolsa Latinoamericana de Valores (Latinex) que cumplan con requisitos rigurosos sean euroclearables y estén al alcance de los inversionistas internacionales. Desde el 2014 y a través de la fase I, Panamá ya contaba con un enlace para las emisiones de Gobierno y cuasi-gobierno panameño.

La emisión de CIFI, constituida de una serie de bonos verdes, marca un logro significativo en la internacionalización de los emisores privados de títulos de valores del país. César Cañedo-Argüelles, director general de CIFI, subrayó que “esta emisión representa un avance importante no solo para CIFI, sino para todo el mercado financiero de la región. Ser el primer emisor en utilizar la fase II del iLink con Euroclear es un testimonio de nuestro compromiso con la innovación y la sostenibilidad. Estamos orgullosos de liderar este avance y entusiasmados por las oportunidades que esta emisión traerá para nuestros proyectos e inversionistas.”

Los fondos de esta emisión de bonos verdes, adquiridos y financiados por el Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF) a través de recursos provenientes del Programa de Cambio Climático II del Banco de Desarrollo KfW de Alemania, se destinarán a financiar proyectos de energía renovable que contribuyan a la mitigación del cambio climático y promuevan la generación de energía limpia en Latinoamérica y el Caribe.

El presidente ejecutivo de CAF, Sergio Díaz-Granados, afirmó: “Estamos muy satisfechos de materializar una operación histórica por el desarrollo sostenible. En primer lugar, porque está dirigida a financiar proyectos de energía renovable acorde a nuestra meta de ser el banco verde de la región; además, se convierte en la primera compra de bonos temáticos de CAF; y a su vez apoya la profundización del mercado de capitales panameño mediante la internacionalización de esta emisión”.

Por su parte, Olga Cantillo, presidenta ejecutiva de Latinex destacó que “la colocación del bono verde de CIFI a través del enlace internacional iLink con Euroclear es un logro que nos enorgullece enormemente. Este hito crucial facilita el acceso de los emisores listados en Latinex a inversionistas internacionales, reforzando nuestro compromiso con el desarrollo del mercado de capitales panameño. Además, respalda nuestra misión de movilizar recursos hacia proyectos que promuevan los Objetivos de Desarrollo Sostenible. Felicitamos a CIFI por confiar en Latinex para implementar su estrategia de impacto ambiental mediante la primera emisión de un bono verde en 2019 y por expandirla más allá de nuestras fronteras hacia mercados internacionales desde Panamá.”

MMG Bank, como estructurador de esta emisión, y Morgan & Morgan, como asesores externos, jugaron un papel clave. Para Roger Kinkead, vicepresidente de Banca de Inversión en MMG Bank, “la emisión de CIFI y su cruce con Euroclear marcan un antes y un después para el mercado de valores regional. En MMG Bank, consideramos este desarrollo como una oportunidad clave para movilizar capital hacia destinos productivos, promoviendo así el desarrollo sostenible en la región. Este modelo no solo aumenta la visibilidad de nuestras emisiones, sino que también abre nuevas oportunidades para los inversionistas globales, fomentando un mercado más líquido y diversificado.»

CIFI reafirma su compromiso con la sostenibilidad y el desarrollo económico de América Latina y el Caribe. Esta emisión de bonos verdes no solo es un testimonio de su capacidad de innovación y liderazgo en el mercado de capitales, sino también de su dedicación a financiar proyectos que generan un impacto positivo en el medio ambiente y las comunidades.

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MTR firma un contrato de 1 GW para módulos solares HJT de RISEN Energy

Alrededor del 18,2% de la matriz eléctrica brasileña proviene de la energía solar, la segunda mayor fuente de energía, según la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (Absolar). En términos de emisiones de gases de efecto invernadero, los principales contribuyentes al cambio climático, el sector de la energía solar ha evitado la emisión de al menos 42,8 millones de toneladas de CO2 en la generación de electricidad.

Con la vista puesta en el crecimiento del mercado solar como una de las principales fuentes de energía limpia para mitigar el cambio climático, que ya se está produciendo no sólo en Brasil sino en todo el mundo, el Grupo MTR, uno de los principales distribuidores y fabricantes de equipos para centrales solares de Brasil, y la china RISEN Energy, uno de los mayores fabricantes y proveedores de módulos fotovoltaicos del mundo, anunciaron esta semana una asociación para el suministro de equipos.

El contrato prevé la compra de 1 GW de módulos solares en los próximos 12 meses, con una potencia de más de 700 Wp con células de tipo N y tecnología HJT (Hyper-Ion) de RISEN Energy, que se utilizarán para abastecer plantas de generación distribuida con una capacidad instalada de entre 1 y 5 megavatios (MW). Con este acuerdo, MTR también planea entrar en el mercado de generación centralizada (grandes centrales eléctricas) como proveedor a partir de 2025.

Los módulos de tecnología de heterounión (HJT) tipo N de 210 mm de RISEN Energy estarán fabricados con una estructura de acero aleado, que ofrece una mayor resistencia mecánica que las estructuras de aluminio, lo que garantiza un mayor rendimiento en las condiciones climáticas actuales.

MTR es uno de los principales distribuidores de RISEN Energy en América Latina y ahora ha firmado un nuevo contrato de equipos en el que espera ver un aumento del 30% en las ventas de equipos a finales de año. En el mercado solar, la empresa ya cuenta con 1,8GWp (Gigavatio-pico) instalados, más de 480 plantas atendidas y más de 2,2 millones de módulos instalados.

El CEO del Grupo MTR, Thiago Rios, destaca la asociación con RISEN como uno de los principales movimientos de la empresa en el mercado solar con vistas a expandirse en un nuevo mercado de plantas de energía a gran escala: «Tenemos soluciones personalizadas para cada cliente que puede seguir todo el proceso que tendrá una reducción significativa de costes en comparación con la competencia porque tenemos el know-how y la experiencia para saber que el cliente no necesita preocuparse por buscar diferentes empresas de importación, compra y transporte, aquí en MTR todos los pasos se llevan a cabo en un solo lugar».

Los módulos con tecnología HJT de RISEN Energy, fabricados con una estructura de aleación de acero de alta resistencia, llevan implícita la sostenibilidad, ya que el acero tiene una menor  huella de carbono, reduciendo 6,2 veces las emisiones de carbono y tres veces el consumo de energía.

La gran mayoría de los módulos solares que se suministran en el mercado nacional y mundial tienen estructura de aluminio, pero la nueva tecnología patentada de RISEN de módulos con estructura de aleación de acero es un 31% más resistente que los módulos con estructura de aluminio, y tiene una variación de peso insignificante si se compara el acero con el aluminio.

Para el Country Manager de RISEN Energy Brasil, Ricardo Marchezini, la asociación con MTR en Brasil es muy significativa para la expansión de los negocios de la empresa en toda América Latina: «Estamos entusiasmados con esta asociación estratégica con MTR, que representa un hito importante para nuestra empresa en Brasil, reforzando nuestro liderazgo en el sector de la energía solar y en el suministro de tecnología HJT en toda América Latina. Este contrato no sólo reafirma nuestro compromiso con la innovación y la sostenibilidad, sino que también impulsa nuestra expansión en América Latina, abriendo nuevas oportunidades de mercado y consolidando asociaciones a largo plazo para RISEN Energy y MTR».

Y agregó: «Esta confianza depositada en nosotros por nuestro cliente estratégico demuestra la excelencia de nuestros productos y servicios, y nos motiva a seguir invirtiendo en soluciones que satisfagan las crecientes demandas de un producto de calidad y alta eficiencia en la generación y suministro de energía limpia. Este es un paso crucial en nuestro camino de crecimiento y nos consolida aún más como el principal proveedor global de tecnología HJT del mundo».

Los módulos en la opción de bastidor de acero de aleación de alta resistencia también ofrecen una alta resistencia a la corrosión y una mayor resistencia al desgarro en los puntos de fijación del módulo en comparación con los bastidores de aluminio.

Todo ello se traduce en una baja huella de carbono durante todo el ciclo de vida del módulo. RISEN Energy viene suministrando al mercado brasileño la tecnología HJT, y desde 2019 es líder mundial en el suministro de módulos con esta tecnología, para que el mercado brasileño pueda disfrutar de las ventajas de esta tecnología que consigue un bajo coste por kWh con bajas emisiones de carbono.

Entre las ventajas de la tecnología HJT de RISEN, el panel ha alcanzado marcas importantes y expresivas en sus características técnicas en comparación con otras tecnologías ofrecidas en el mercado, como el menor coeficiente de temperatura, el mayor índice de bifacialidad, altas potencias y la mejor eficiencia energética, batiendo récords mundiales en pruebas realizadas con terceras empresas como TÜV SÜD y el PV Magazine Award recientemente. Estos diferenciales técnicos del módulo HJT aportan una ventaja significativa en el LCOE (Levelised Cost of Energy) y BOS (Balance of System) de las plantas solares, ofreciendo el mejor coste-beneficio y retorno de la inversión a los inversores.

Con soluciones completas para plantas solares, MTR cuenta con una amplia cartera de productos, que incluye seguidores, estructuras fijas, skids, electrocentros, inversores, monitorización por I.A. y sistemas de gestión de plantas, entre otros. En sólo cuatro meses de 2024, MTR ya ha alcanzado el 40% de su objetivo para el año, que es de 2GW en equipos y estructuras vendidas.

En abril de 2024, el Grupo MTR recibió la certificación ISO 9001 para su fábrica de equipos de plantas solares ubicada en Juiz de Fora/MG, lo que demuestra el compromiso de la empresa con la calidad de sus productos y procesos de fabricación. Esta certificación reconoce que MTR Solar cumple las normas internacionales de gestión de calidad y se ajusta a las mejores prácticas del sector. Esto aporta credibilidad a la empresa y tranquilidad a sus clientes, que pueden confiar en la calidad de los equipos y estructuras fabricados por MTR.

Además, el CEO subraya que la empresa busca constantemente asociaciones estratégicas y nuevas tecnologías para seguir siendo competitiva en el mercado solar, teniendo siempre como objetivo la calidad del producto y la satisfacción del cliente.

«Estamos siempre atentos a las demandas del mercado y a las innovaciones tecnológicas para ofrecer soluciones cada vez más eficientes y sostenibles. Nuestro objetivo es seguir creciendo y consolidando nuestra presencia en el mercado solar, contribuyendo al desarrollo sostenible del sector energético en Brasil. Para 2024, esperábamos un crecimiento del 30% y ya nos hemos sorprendido con un crecimiento del 37% (enero-abril) en la venta de equipos y estructuras para centrales termosolares de GD», concluye el CEO.

En colaboración con empresas de renombre en el sector, el Grupo MTR ofrece soluciones completas y personalizadas para cada cliente, garantizando la eficiencia energética y el ahorro de costes. Con un equipo altamente cualificado y experimentado, la empresa actúa estratégicamente para proporcionar resultados satisfactorios y sostenibles.

Los servicios ofrecidos por el Grupo MTR abarcan desde la consultoría y el diseño de proyectos hasta la instalación y el mantenimiento de equipos, siempre centrados en la optimización del consumo energético y la reducción del impacto medioambiental. Con soluciones innovadoras y tecnológicamente avanzadas, la empresa destaca en el mercado como un socio fiable y eficiente para el desarrollo de proyectos de generación de energía limpia y renovable.

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Solis brilla en Intersolar Munich: Una exhibición de calidad e innovación

«El lema de este año de Intersolar fue ‘Conectando el Negocio Solar’, el cual representa una oportunidad para que Solis interactúe directamente con las partes interesadas de la industria solar global, lo cual nos permite mostrar nuestros nuevos productos y recibir retroalimentación inmediata del mercado», dijo la Sra. Hefeng Lu, Subgerente General de Solis.

Según Marco Ricci, Jefe de Desarrollo de Negocios para Latam de Solis, los nuevos productos exhibidos despertaron el mayor interés de los asistentes, especialmente de los clientes en América Latina que preguntaron extensamente sobre dos nuevos inversores para servicios públicos y C&I. El S6-GU350K-EHV el cual sobresale en rendimiento, seguridad y rentabilidad, lo que lo hace ideal para proyectos fotovoltaicos a gran escala. Cuenta con una eficiencia máxima de hasta el 99.0%, asegurando una producción de energía óptima para sus proyectos. Presenta protección IP66 y resistencia a la corrosión C5, lo que lo hace adecuado para entornos con alta salinidad y alta contaminación, desempeñándose excepcionalmente bien en condiciones adversas. Equipado con monitoreo a nivel de cadena y escaneo inteligente de curvas IV, facilita la operación y el mantenimiento inteligentes.

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Solis mantiene consistentemente altos estándares de calidad en sus productos, como lo demuestra el inversor conectado a la red S6-GC150K, diseñado para uso comercial e industrial. Este inversor cuenta con protección IP66 y resistencia a la corrosión C5, asegurando una operación eficiente a largo plazo en entornos hostiles. Su funcionalidad de desconexión inteligente de DC garantiza la seguridad del sistema con tiempos de respuesta a nivel de milisegundos. Además, la exhibición mostró varios modelos populares en Europa, incluyendo el S6-GR1P(0.8)K-UM, S6-EH3P(8-15)K-L, y S6-EH3P(12-20)K-H.

En la exhibición, Solis anunció un acuerdo estratégico de trabajo con TÜV Rheinland (Shanghai) Co., Ltd., una organización líder en investigación y pruebas de la industria. TÜV Rheinland la cual opera seis centros de evaluación de energía solar de clase mundial con las capacidades de prueba más sólidas en regiones como China continental, Alemania, EE. UU. y Japón. Esta asociación estratégica permitirá a Solis lograr pruebas de productos más profesionales y eficientes.

«Solis ya ha alcanzado una capacidad de instalación residencial de 1.5GW en regiones como México para 2023. En el futuro, planeamos introducir modelos adecuados para servicios públicos y C&I, se espera que el 350K debute en el tercer trimestre», dijo Sergio Rodríguez Moncada, CTO de Solis América Latina.

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Seraphim compartió los factores clave para la toma de decisiones al momento de comprar módulos bifaciales

Seraphim, fabricante líder de la industria fotovoltaica global, fortalece su presencia en Latinoamérica junto a un equipo de expertos presentes en más de cinco países de la región. Como parte de las iniciativas que impulsa, realizaron un webinar gratuito junto a Energía Estratégica denominado “¿Por qué elegir módulos bifaciales? Ventajas y oportunidades”.

Allí, Giuseppe Benedetto, Sales Manager Chile de Seraphim, resaltó los grandes hitos de esta empresa Tier 1 de BNEF durante 10 años consecutivos y que obtuvo 5 veces la distinción Top Performer de PVEL, y destacó que en la actualidad cuenta con una capacidad de producción global de +20 GW de módulos con distintas tecnologías. Entre ellas, se destacan los módulos TOPCon bifaciales.

“Todos nuestros módulos TOPCon son bifaciales. Esto no es un capricho nuestro, tiene su razón de ser”, introdujo Benedetto.

Por su parte, Nicholas Serrano, Latam Technical Manager de Seraphim, compartió algunos casos de éxito en la región que aplicaron este tipo de módulos. Y aquello no fue todo. También explicó los fundamentos teóricos necesarios para entender las oportunidades que se abren con esta tecnología.

Partiendo de la idea de que el módulo fotovoltaico bifacial ofrece una mayor potencia de salida en comparación con los módulos fotovoltaicos monofaciales convencionales, debido a su capacidad de captar la luz que se refleja en la parte posterior, el referente de Seraphim comparó módulos equivalentes de una y otra tecnología y detalló los grandes diferenciales al optar por los bifaciales.

Durante su exposición, el referente de Seraphim además se refirió a temas varios tales como los componentes de la irradiancia y factores claves en la bifacialidad como albedo, altura, GCR, estructura, inversor, DC/AC Ratio y distribución de paneles.

A modo de conclusión señaló que las principales ventajas estarían dadas por su versatilidad, alta durabilidad, producción de energía durante mal tiempo y por menor espacio y paneles requeridos.

“Los módulos fotovoltaicos bifaciales son un producto versátil que puede ser instalado en cualquier proyecto de energía solar sin importar la magnitud del sistema o las características propias de cada proyecto”, concluyó Serrano, aunque advirtió que para el caso de proyectos en techo recomendaba realizar análisis detallados de cargas estáticas y dinámicas debido al mayor peso de esta tecnología.

Aquello despertó algunas consultas de la audiencia que siguió el webinar y se pudieron abordar una a una durante la transmisión en vivo. ¿Cuál es la capacidad máxima de watts en los paneles bifaciales? ¿Da lo mismo cualquier marca de bifaciales? Fueron algunas de las preguntas respondidas.

Mire el video del webinar en el canal de YouTube de Energía Estratégica para acceder a los fundamentos teóricos compartidos y factores clave para la toma de decisiones al momento de comprar paneles.

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Proponen crear un mercado de servicios complementarios para impulsar el almacenamiento en Colombia

Este año el fenómeno de El Niño puso en jaque el sistema eléctrico colombiano y se comprobó que las hidroeléctricas (principal fuente de energía del país) no resultan suficientes para hacer frente a la alta demanda de energía en periodos de sequía.

En este contexto, los sistemas de almacenamiento tienen un gran potencial en Colombia para mejorar la integración de energías renovables, aumentar la resiliencia del sistema eléctrico, y proporcionar soluciones energéticas sostenibles en zonas rurales y aisladas.  

En un informe titulado el Impacto de los sistemas de almacenamiento de energía a escala de red en los mercados colombianos de regulación de energía y frecuencia, elaborado por Andrés Felipe Peñaranda Bayona, asesor de la Unidad de Planeación Minero Energética en Colombia (UPME), junto a otros especialistas del sector, se analiza la viabilidad de las baterías y se proponen cambios regulatorios para impulsar estas tecnologías.

De esta forma, el artículo analiza el modelo de co-optimización del sistema eléctrico colombiano y revela importantes hallazgos sobre la incorporación de Sistemas de Almacenamiento de Energía basados en Baterías (SAEB) bajo diversos escenarios técnicos y regulatorios. 

De acuerdo a Peñaranda Bayona, para aprovechar completamente su potencial, Colombia debe avanzar hacia la creación de un mercado de servicios complementarios que incluya los SAEB y otras tecnologías. Esto no solo fomentará la participación y aumentará los beneficios a nivel de sistema, sino que también incentivará inversiones significativas en el sector.

“La implementación de políticas y herramientas regulatorias adecuadas es esencial para facilitar la integración de los SAEB. Estos ‘habilitadores’ permitirán explotar las diversas aplicaciones de los sistemas de almacenamiento y mejorar la eficiencia y sostenibilidad del sistema eléctrico colombiano”, agregó.

Según el estudio, siempre y cuando estos sistemas no se limiten a una única aplicación, las baterías pueden generar ahorros significativos en costos operativos y proporcionar ingresos atractivos para los inversores. 

A modo de ejemplo, el experto señaló: “En el caso del uso exclusivo para arbitraje de energía, los retornos para un inversor pueden ser menores al 10% del CAPEX (este porcentaje iría en aumento en la medida que disminuya dicho CAPEX), aunque desde la perspectiva del sistema, los beneficios pueden ser mayores en áreas con alta incorporación de fuentes renovables no convencionales”.

Además, sugirió que servicios como el suministro de regulación de frecuencia sobresalen, ofreciendo beneficios económicos significativos, con 37.2 MUSD/año desde la perspectiva del sistema y 13.6 MUSD/año desde la óptica del inversor, subrayando la importancia de una estrategia bien dirigida y planificada.

Para Peñaranda Bayona, teniendo en cuenta los costos de degradación de los SAEB se necesita un enfoque holístico y a largo plazo para su viabilidad. Por ello, la creación de un mercado de servicios complementarios podría volver más rentables a este tipo de tecnologías.


 

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AMH2: «Crecerá más de 1000% demanda de Hidrógeno Verde en México»

La demanda de Hidrógeno Verde en México se incrementará en más de 1,000%, al pasar de 230 kilotoneladas, en el 2030, a 2,700 kilotoneladas para el 2050, lo que podría significar inversiones por encima de los 60,000 millones de dólares y la generación de 3 millones de empleos, anticipó la Asociación Mexicana de Hidrógeno y Movilidad Sostenible (AMH2).

En conferencia de prensa, Israel Hurtado, presidente y fundador de la AMH2, detalló que esta demanda de Hidrógeno Verde se dará para sustitución directa en la industria de la petroquímica; para mezclarse con gas natural para la generación de electricidad, hierro y acero, vidrio, cemento y producción de químicos; y para cambio de tecnología en el sector de la movilidad.

Hurtado agregó que para cubrir la demanda de Hidrógeno Verde en el País, la AMH2 estima que deben instalarse 79 gigawatts de capacidad renovable, y 51 gigawatts de electrólisis, para el año 2050.

“Cuando hablamos de la producción de Hidrógeno Verde, no solamente hablamos de la producción de la molécula, sino también del desarrollo de nuevas industrias manufactureras, y México podría convertirse en un fabricante líder de turbinas eléctricas, electrolizadores, tanques de almacenamiento, compresores, tuberías, válvulas, en fin, hay toda una industria relacionada con el hidrógeno que puede posicionar muy bien a nuestro país”, agregó.

En el tema de la exportación, el presidente de la AMH2 mencionó que México tiene un gran potencial, ya que para transportar hidrógeno desde México hasta Japón se necesitarán entre 13 y 16 días, dependiendo si sale del puerto de Costa Azul o del de Salina Cruz, por lo que nuestro país tiene una competitividad comparable en distancia temporal con Los Ángeles y Australia.

“Esto podría llevar a México a ser el próximo exportador de hidrógeno para Japón en el futuro, aunque para lograrlo, es necesario mejorar la infraestructura de transporte como ductos, puertos e instalaciones de licuefacción”, precisó Hurtado.

El presidente de la AMH2 destacó que este organismo –que aglutina a 60 empresas relacionadas con la industria del Hidrógeno Verde–, preparó un documento con la situación de la Industria del Hidrógeno Verde en México, sus retos y oportunidades, el cual entregará al equipo de Transición de la presidenta electa de México, Claudia Sheinbaum.

Dicho documento señala que existen cerca de 20,000 millones de dólares de inversión en 14 proyectos; un nivel de producción de Hidrógeno Verde que alcanzará las 41,800 toneladas mediante electrólisis; así como la producción de 390,000 toneladas de amoniaco verde y de 270,000 toneladas de metanol verde.

Además, la cartera de proyectos de Hidrógeno Verde en México a desarrollar podría agregar, dijo, 2,457 megawatts de capacidad instalada.

“Sin embargo, existen varios retos, como por ejemplo, avanzar en el desarrollo de la industria del Hidrógeno Verde (incluso azul) en México, para lo cual habría que contar con regulación, leyes y normas técnicas (nuevas o actualizaciones de las ya existentes) que permitan detonar la industria y proporcionen certidumbre a las inversiones y a los proyectos de hidrógeno.

“Otro reto es el involucrar a Pemex y CFE en la producción y consumo de hidrógeno verde, y para ello se tendría que socializar e involucrar a los Consejos de Administración y a las direcciones afines al desarrollo de proyectos de hidrógeno”, señaló Hurtado.

Apuntó que otro de los retos que tiene el desarrollo de esta industria en México es el contar con una Estrategia Nacional de Hidrógeno, para lo cual las autoridades correspondientes (SENER, SEMARNAT, Economía, etc.) podrían convocar a los sectores académicos, sociales, ambientales e industriales para construir juntos la Estrategia Nacional de Hidrógeno.

Al abordar el tema del incremento de la capacidad de generación renovable en México, Hurtado señaló que la solución sería impulsar de nuevo el esquema de Subastas para compra de energía renovable, otorgar nuevos permisos de generación renovable y permitir la interconexión a la red de los proyectos nuevos ya instalados o en construcción.

“Y tenemos otros desafíos, como ampliar la capacidad de transmisión, extender la capacidad de generación nuclear, crear hubs de hidrógeno en algunas regiones del País y generar el Mercado Regional de Hidrógeno de América del Norte.

“Para dar solución a estos retos, la AMH2 propone licitar nueva capacidad de transmisión; impulsar la operación plena del Mercado Eléctrico Mayorista y reactivar sus diversas etapas de entrada en operación; ampliar la capacidad de generación de Laguna Verde.

“Así mismo, se requiere involucrar a los estados de la República en el desarrollo de la industria del hidrógeno verde con estrategias, planes y proyectos específicos, de acuerdo con las características particulares de cada entidad; y desarrollar una estrategia y acciones conjuntas entre Canadá, Estados Unidos y México para la creación del Mercado de Hidrógeno de América del Norte bajo el TMEC”, concluyó.

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AIChE Perú busca aumentar el 40% sus afiliaciones en 2024 para la promoción de energías renovables

Por la demanda energética que atraviesa el país, Perú emerge como una región estratégica para que importantes actores a nivel nacional e internacional inviertan en el desarrollo de proyectos de energías renovables. 

En este contexto, AIChE Perú la organización profesional americana ha emergido como un actor clave en la difusión y promoción de estas prácticas en el país, liderando un movimiento hacia un futuro más limpio y sostenible.

En conversaciones con Energía Estratégica, Gian Percy Lozano Flores, director de la asociación, revela sus ambiciosas metas para este año: “El objetivo es incrementar en el 2024 la participación de representantes de todas las universidades a nivel nacional de ingeniería química y de profesionales del sector privado. Crecer un 40% en afiliaciones respecto al 2023 y concretar alianzas estratégicas para la transferencia tecnológica de estudios”, explica.

Y agrega: “Contribuimos socializando y brindando información transparente acerca de cómo la energía renovable es relevante para la sostenibilidad de nuestro planeta. Promovemos mediante acciones que se realizan de manera descentralizada en diferentes universidades del Perú la investigación de nuevas tecnologías energéticas aplicadas a la realidad de nuestro país”.

De esta forma, la sección local AIChE – Perú, brinda apoyo de base a estudiantes y profesionales químicos, a través de reuniones periódicas, congresos, programas, seminarios técnicos, cursos de capacitación, visitas industriales, subvenciones, mesas redondas sobre temas locales, actividades comunitarias y eventos sociales.

En este sentido, el rol de la asociación es monitorear, acompañar y brindar asesoramiento a profesionales u organizaciones que están desarrollando este tipo de investigaciones para  explorar energías alternativas. En otras palabras, trabajan como consultores y promueven la investigación abierta en tecnologías como la geotermia, eólica, fotovoltaica, hidrógeno verde, etc.

Según el experto, la alta dependencia hidroeléctrica en Perú hace indispensable la participación de estas tecnologías para contribuir a la seguridad energética ante fenómenos climáticos como El Niño.

Por ello, están realizando jornadas de trabajo en Berlín, Alemania, donde se reunirán con desarrolladores, investigadores, tecnólogos y portavoces de importantes empresas para abordar qué tecnologías sostenibles son las más competitivas para incorporar dentro de la matriz peruana. 

Desafíos y retos por delante

Con un compromiso compartido entre los sectores público y privado, Lozano Flores está convencido de que Perú está bien posicionado para liderar la transición hacia un futuro energético más limpio y sostenible.

“A diferencia de otros países, Perú tiene recursos muy diversificados y tiene buenas condiciones para dar ese salto hacia los energéticos renovables. En el 2025 vamos a tener una participación mucho más activa en la ejecución de proyectos. Solo tiene que haber voluntad política para la toma de buenas decisiones”, asegura. 

De acuerdo al especialista, se necesitan políticas de segregación, clasificación y previsión energética en el país para enfocar adecuadamente hacia cuál energético renovable se debe avanzar y cuáles serán los impactos positivos de esa apuesta.

Además, propone establecer mecanismos de incentivos tributarios para fomentar, potenciar e incluso rentabilizar el uso de las energías renovables. 

Y argumenta: “Los CAPEX excesivos con retornos prolongados son los que castigan a las inversiones limpias. Con estos incentivos se podría encontrar un equilibrio  y hacer más eficiente la viabilidad de estos productos. Se abrirá una oportunidad muy potente para diversificar la matriz energética a partir de las renovables”.

“Perú experimenta un gran déficit de energía que limita el crecimiento industrial y la calidad de vida de la población. A medida que vayan surgiendo iniciativas políticas para fomentar la inversión extranjera y nacional en energías renovables podremos avanzar en la transición y podremos exportar en un futuro vectores energéticos como el hidrógeno verde”, concluye.

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Casi 2000 proyectos renovables pidieron prórroga de construcción en Brasil

La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil recibió 1983 solicitudes de proyectos renovables interesados en que se les prorrogue el inicio de sus operaciones comerciales por 36 meses más.

De este modo, a través de la implementación de la Medida Provisional 1212/2024 – del 10/04/2024 – más de 85,4 GW renovables (solar, eólica, biomasa, mini hidroeléctricas y cogeneración cualificada) seguirán teniendo derecho a descuentos de hasta 50% en las Tarifas por Uso del Sistema de Transmisión o Distribución (TUST/TUSD).

¿Por qué? La Ley N° 14.120, de 1 de marzo de 2021, dispuso la extinción de este subsidio, con una regla de transición en la que los proyectos ya otorgados podrían mantendrían el subsidio hasta el final de sus subvenciones. 

Mientras que los nuevos emprendimientos o ampliaciones de proyectos existentes podían solicitar el subsidio dentro de los doce meses siguientes a dicha Ley, y siempre y cuando entraran en funcionamiento dentro de los cuarenta y ocho meses siguientes a la entrada en vigor de esa normativa. 

Por lo que, una de las variantes estipulaba que, las empresas bajo esa regulación también podían solicitar la concesión a cambio de que ésta resultase en un aumento en la capacidad instalada de sus centrales. 

Para tener derecho a la prórroga, los titulares de los parques renovables debían brindar garantía de fiel cumplimiento (5% del valor estimado del proyecto y siendo ANEEL la beneficiaria) dentro de los noventa días e iniciar las obras dentro de los dieciocho meses, contados a partir de la fecha de publicación de la Medida Provisional 1212/24. 

Y esta medida se debe principalmente a que, según explicaron fuentes del sector energético de Brasil, muchas centrales renovables todavía no entraron en operación comercial debido a que el crecimiento de la demanda es menor que la oferta potencial de nuevos proyectos y por la falta de previsibilidad respecto al cronograma de implementación ante la disputa por la garantía de acceso al sistema de transmisión.

A raíz de ello, la medida provisional propuso una solución apoyada por el Consorcio Interestatal para el Desarrollo Sostenible del Nordeste – Consórcio do Nordeste, con el fin de que no se retraigan inversiones de más de R$ 165.000 millones en generación y más de 400.000 empleos. 

¿Cómo se reparten por tecnología?

Los parques fotovoltaicos son los que ocupan la mayor parte de las casi 2000 solicitudes, ya que se presentaron 1514 proyectos que suman 65724 MW de capacidad a instalar; seguido por las 449 centrales eólicas (19003 MW), otras 12 usinas termoeléctricas (620 MW) y dos pequeñas centrales hidroeléctricas por 34 MW de potencia. 

Aunque cabe aclarar que de todas las solicitudes que recibió la Agencia Nacional de Energía Eléctrica de Brasil, alrededor de 40 son de plantas cuyo otorgamiento aún está en investigación por parte del área técnica.

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Sistema eléctrico colombiano supera 1 GW de capacidad instalada solar

En un nuevo hito para el sistema eléctrico colombiano, la Unidad de Planeación Minero Energética- UPME anunció este lunes que Colombia superó la giga de capacidad instalada solar en el sistema eléctrico nacional.

El hito enmarcado en la estrategia 6 GW, cuyo objetivo es incorporar 6 gigas de renovables a 2026, se logra con la entrada en operación el día de hoy, de los proyectos solares La Loma y Fundación, a cargo de Enel. Se trata de 1.193 MW de capacidad solar total instalada, con la cual cuenta ahora el país, de los cuales 952 MW han sido instalados desde el 1 de enero de 2023.

La UPME indicó que con la entrada del proyecto solar La Loma, el cual aporta 150 MW al sistema, se permitirá controlar la magnitud de importación de potencia del área Caribe y Caribe 2. Además, de mejorar el control de tensión en el nodo La Loma 110 kilovoltios.

Por su parte, a través del proyecto solar Fundación con una capacidad instalada de 90 MW, se ayudará a controlar la magnitud de importación de potencia del área Caribe, Caribe 2 y la subárea GCM.

Además, permite mejorar el control de tensión en el nodo Fundación 110 kilovoltios. Adicionalmente, la UPME manifiesta que actualmente se cuenta con 637.08 MW de proyectos solares y eólicos que están próximos a entrar en operación comercial, sumando así una capacidad instalada de 1.830 MW renovables.

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Grupo JR Ortiz construye su primer gigavatio en Latinoamérica

El Grupo JR Ortiz, con más de diez años de presencia  en Chile ha superado los 1.000 MW de potencia solar fotovoltaica conectada en la región, contribuyendo significativamente al desarrollo sostenible y la innovación en el  sector energético latinoamericano. 

Grupo JR Ortiz ha alcanzado un hito significativo al superar la marca de 1 GW de capacidad instalada en América Latina. Este logro subraya su contribución a la  transición energética, la reducción de emisiones contaminantes y la generación de  empleos. Actualmente, el conglomerado posee 1.000 MW conectados y tiene más de  1 GW en cartera, generando más de 250 puestos de trabajo en Latinoamérica. Esta expansión refleja su compromiso con el desarrollo sostenible y su capacidad para  adaptarse a las necesidades energéticas del futuro, impulsando el crecimiento económico y apoyando a las comunidades locales mediante la creación de  oportunidades laborales y el fomento de tecnologías limpias. 

Compromiso con la Sostenibilidad 

En Grupo JR Ortiz, el compromiso con la transición hacia un futuro energético más  limpio y sostenible es una prioridad. La capacidad instalada de 1 GW incluye una  combinación de proyectos de energía renovable y soluciones innovadoras que ayudan a reducir las emisiones de carbono y a promover el uso eficiente de los recursos  energéticos. Desde un enfoque integral, impulsan el desarrollo sostenible  considerando no solo la generación de energía limpia, sino también la implementación de tecnologías y prácticas sostenibles en sus proyectos. 

“Nuestra experiencia conectando más de 1.000 MW demuestra que podemos y  debemos seguir trabajando en una línea donde el éxito de nuestros clientes sea  prioritario, incluso por encima de nuestros propios resultados. Entendemos que el  mercado de las energías renovables no debe basarse únicamente en comparaciones  en una planilla Excel”, destaca José Ramón Ortiz, presidente del conglomerado. Añade que este proceso, donde convergen los intereses de sus clientes y del Grupo,  conducirá a un crecimiento del sector y a ser sostenibles en el tiempo.

El alto conocimiento técnico y la constante evolución permiten a Grupo JR Ortiz  garantizar la excelencia en todos sus proyectos. La puesta en marcha del último  proyecto en la región del Maule ha permitido abastecer con energía limpia a  prácticamente 136.000 hogares en Chile y reducir 147.000 toneladas equivalentes de  CO2 al año. “Este logro refleja nuestro compromiso inquebrantable con la innovación  y la sostenibilidad, y demuestra la capacidad de nuestro equipo para superar desafíos  complejos y entregar soluciones energéticas de calidad que beneficien tanto a  nuestros clientes como al medio ambiente,” añade Ortiz. 

Mirando hacia el Futuro 

El resultado de 1 GW es solo el comienzo. La empresa continuará expandiendo su  presencia en América, Estados Unidos y Europa, desarrollando proyectos que  contribuirán a un futuro energético más sostenible.

“Las proyecciones del Grupo son  las del mantener el porcentaje de crecimiento de los últimos cinco años en  Latinoamérica y aumentarlo exponencialmente en otros mercados como el  norteamericano. Estamos emocionados por las oportunidades que se avecinan y por  seguir trabajando junto a nuestros clientes para alcanzar nuevas metas. La capacidad  instalada de 1 GW es un testimonio del arduo trabajo y la dedicación de nuestro  equipo, así como de la confianza que nuestros clientes han depositado en nosotros,”  explica José Ramón Ortiz.

Además, destaca el impacto positivo que están generando  en las comunidades y economías locales, subrayando el compromiso del Grupo JR  Ortiz con un futuro más limpio y sostenible. 

Este hito no solo marca un avance significativo para Grupo JR Ortiz, sino que también  establece un precedente importante en el sector energético de la región, impulsando  el desarrollo y la adopción de tecnologías limpias y sostenibles. 

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Fenoge lanza estudio de mercado para 300 proyectos solares en comunidades vulnerables

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) se encuentra trabajando, de manera coordinada con el Ministerio de Minas y Energía y la Unidad de Planeación Minero – Energética, UPME, en la reglamentación de las comunidades energéticas en Colombia.

En efecto, días atrás, la CREG en su sesión No. 1322 del 13 de junio de 2024, aprobó someter a consulta pública el proyecto de resolución “Por la cual se armoniza la regulación para la integración de las comunidades energéticas al Sistema Energético Nacional y se dictan otras disposiciones”, por un término de quince 15 días hábiles, contados a partir del día siguiente a su publicación en el portal web de la CREG.

La consolidación de las comunidades energéticas es una apuesta fundamental en el panorama de la transición energética en Colombia y las autoridades regulatorias están trabajando en que este proyecto de resolución entre en vigencia en el menor tiempo posible.

Bajo esta premisa, el Fondo de Energías no Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE) invita a todas las empresas especializadas en la construcción de sistemas solares fotovoltaicos, tanto locales regionales y nacionales a participar en un estudio de mercado que tiene como objetivo determinar los costos para realizar la factibilidad, diseño, replanteo, suministro, instalación y puesta en marcha de Soluciones Solares Fotovoltaicas -SSFV-interconectadas a la red, sin almacenamiento y de diferentes capacidades en el territorio nacional.

Esta implementación se enmarca en la Iniciativa «Comunidades Energéticas a Nivel Nacional» y la «Transición Energética Justa», con el propósito de: impactar positivamente a las comunidades beneficiarias;  crear cohesión social y proporcionar espacios educativos sobre energía, clima y democracia energética.

El estudio de mercado se enmarca en el Proyecto «Comunidades Energéticas: Democratizando la energía en Colombia» que prevé la implementación de hasta 300 Sistemas Solares Fotovoltaicos (SSFV) Centralizados para comunidades vulnerables organizadas, que permitan reducir el pago del servicio de energía a los habitantes de la comunidad y la promoción de las Comunidades Energéticas.

Además, estas iniciativas pueden contribuir a la creación de empleo, la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y el fortalecimiento de la seguridad energética en el país.

Con estas acciones, el FENOGE busca promover el cambio hacia prácticas más sostenibles, equitativas y participativas en el uso y gestión de la energía en todos los territorios. El objetivo es avanzar en la democratización de la energía, la incorporación de fuentes no convencionales de energía, la gestión eficiente de la energética y la construcción de comunidades energéticas en el territorio nacional.

Para participar del sondeo de mercado hacer click aquí.

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Edgardo Volosin continuará al frente de Adeera tras reelección unánime

En la Asamblea General Ordinaria del mes de junio, Edgardo Volosin fue reelegido por unanimidad como presidente de la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera).

Volosin, con una destacada trayectoria en el sector de la distribución eléctrica, asumirá por segundo período consecutivo la presidencia de Adeera. De este modo, manifestó su gratitud por la reelección y reafirmó su compromiso de impulsar importantes proyectos para afrontar los desafíos de la transición energética en el país.

La nueva comisión directiva, según el consenso de los representantes de los asociados, quedó constituida por Edgardo Volosin (Edenor) como presidente y los vicepresidentes Horacio Nadra (Edet), Juan Carlos Blanco (Edesur), Claudio Puértolas (Epec), Marcelo Cassin (Epesf) y Fernando Pini (Edes).

Ariel Palumbo (Edemsa) e Hilario José Bistoletti (Secheep) ocuparán los cargos de secretarios, mientras que Gustavo Piuma Justo (Edea) será el prosecretario.

El equipo directivo se completa con Mario Moya (Epen) como tesorero; Alberto Velarde (Apeba) como protesorero; y Walter Smichoski (Energía de Misiones) y Alfredo Aun (Dpec) como miembros de la Comisión Revisora de Cuentas.

Además, fueron elegidos como vocales representantes de las principales distribuidoras socias de Adeera, reafirmando así el espíritu federal de la Asociación, que agrupa a empresas públicas, privadas, mixtas y cooperativas de 23 provincias y de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

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ACERA se reúne con Bancada Eléctrica y abordan el impacto positivo de los contratos renovables en las tarifas eléctricas

El pasado lunes, la «Bancada Eléctrica» se reunió de manera online con la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA A.G.) para una sesión informativa. La reunión, llevada a cabo durante la «semana distrital» de los diputados, contó con la participación de Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de ACERA; Matías Steinacker, vicepresidente de nuestro gremio y los diputados y diputadas Marisela Santibáñez, Marcela Riquelme, Rubén Oyarzo, Jaime Araya, Joanna Pérez, Yovana Ahumada, Miguel Ángel Calisto, Boris Barrera y Marlene Pérez.

Durante la sesión, ACERA expuso sobre los contratos de energía renovable implementados desde 2015, destacando cómo han contribuido a mitigar las alzas en las tarifas eléctricas en Chile. También, se discutieron las diferencias entre los acuerdos antiguos y los más recientes, subrayando los beneficios económicos y de sostenibilidad que los contratos renovables han aportado al sector eléctrico. Sin embargo, de acuerdo con el diseño de las licitaciones, las empresas ganadoras inician el suministro de energía luego de cinco años, por lo que recién desde el año 2020, las ERNC han comenzado progresivamente a participar dentro de éstos. Como consecuencia, la participación relativa de nuevos contratos ERNC en el total de estos convenios de suministro a los hogares de Chile alcanza hoy sólo el 28%. En el mes de octubre de 2023, por ejemplo, el precio promedio de contratos regulados, adjudicados en 2015 y basados en ERNC, fue de 59,4 $/kWh, mientras el promedio de precios del abastecimiento de los antiguos fue de 108,7 $/kWh.

Además de analizar el impacto positivo de los acuerdos renovables, ACERA presentó las complejidades actuales que enfrenta la industria de energías renovables en Chile. Estas dificultades incluyen desafíos regulatorios para la mayor inserción de renovables en la red eléctrica y evitar así los vertimientos de ERNC, de permisos y también de financiamiento, que afectan la implementación y el desarrollo de proyectos renovables en el país.

La directora ejecutiva de ACERA, Ana Lía Rojas, destacó la importancia de continuar fomentando la competencia en el sector eléctrico mediante la integración de más energías renovables. «Los contratos renovables están ayudando a moderar los incrementos de tarifas eléctricas a los chilenos, y también están promoviendo una mayor competencia en el mercado eléctrico del país, lo cual es beneficioso para todos los consumidores», señaló Rojas. El tema se abordó desde la perspectiva de qué hubiese sucedido con la tarifa eléctrica, en un escenario de estallido y de pandemia – origen de las estabilizaciones de tarifas y deudas con los generadores – sin la participación de energías renovables no convencionales en el abastecimiento de energía a los hogares de Chile.

Los diputados y diputadas de la «Bancada Eléctrica» reafirmaron su compromiso de buscar soluciones al problema de las inminentes, considerables y sucesivas alzas en la tarifa eléctrica anunciadas para julio y los semestres que vienen, las cuales llegarán a un 57% en 2025 según el Banco Central. Además, se comprometieron a seguir trabajando en políticas que apoyen el desarrollo sostenible del sector energético, destacando la necesidad de abordar y resolver las complejidades que enfrenta la industria renovable.

Por su parte, el vicepresidente de ACERA, afirmó que “esta reunión representa un paso significativo en el esfuerzo conjunto por entender y mejorar el impacto de las energías renovables en las tarifas eléctricas del país, buscando siempre beneficiar a los consumidores y promover una economía más sostenible y competitiva”.

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Future Energy Summit cerrará su gira 2024 con un nuevo mega evento en Chile

Future Energy Summit (FES) arribará a Chile por tercera vez consecutiva para cerrar la gira 2024 de los eventos más convocantes para el sector energético público y privado. 

La propuesta denominada Future Energy Summit Southern Cone se realizará los días 27 y 28 de noviembre en el Hotel Intercontinental de Santiago y estará dedicada a promover el diálogo los temas más relevantes que atraviesa la industria de las energías renovables del Cono Sur. 

Tal como sucedió en la edición anterior (ver transmisión), la plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables espera congregar a más de 400 referentes a lo largo de dos jornadas llenas de oportunidades de networking, entrevistas exclusivas, encuentros cara a cara y debates cruciales

Y por tal motivo es que, hasta el 2 de septiembre estarán disponibles las entradas Early Bird para el mega evento de FES en Chile, al que asistirán CEOs, ejecutivos de compañías, autoridades de gobierno, inversionistas, desarrolladores de proyecto, tecnólogos, EPCistas, generadores y gremios líderes del sector renovable de la región. 

Sungrow, Huawei, Seraphim, JA Solar, Nextracker, Trina Solar, Solis, LONGi Latam, Risen, Chemik, Black and Veatch, DIPREM, Goodwe, Jinko, AE Solar, ZNShine y Canadian Solar, son algunas de las empresas que serán parte del encuentro que promete paneles exclusivos de debate y espacios claves para el más sofisticado networking. 

Por otro lado, es preciso destacar que varios gremios y organizaciones del sector de Latinoamérica serán strategic partners de la cumbre organizada por FES, tales como la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP), Generadoras de Chile, Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN), Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (ACENOR)Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores (GPM), la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) y la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL). 

O mismo la Asociación Uruguay de Energías Renovables (AUDER), la Asociación Iberoamericana de Comercialización de Energía (AICE), Mujeres en Energía Renovable Latinoamérica (MERL), la Asociación de Distribuidoras de Energía eléctrica Latinoamericanas (ADELAT), Raveza Associated & Services, AtZ Investment Partners Energy & Infra y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). 

El evento llegará al cierre de un 2024 que ya cuenta con varios hitos para el sector renovable de Chile, desde diversas licitaciones de transmisión, la adjudicación de 3600 GWh en la Licitación de Suministro, resultados de estudios para modernizar el mercado eléctrico, o la publicación del nuevo reglamento de transferencias de potencia que representa un gran avance sobre la remuneración que recibirán los sistemas de almacenamiento de energía, entre otros puntos. 

Mientras algunos referentes que dirán presente en Future Energy Summit Southern Cone también participarán de la cumbre FES Iberia, que será para conocer las novedades y las perspectivas para las energías renovables tanto en España como en Latinoamérica. 

Por ejemplo, Carlos Cabrera, managing partner de Sphera Energy y past president de ACESOL, y Enrique De Ramón, business development VP de AES Andes, disertarán en el séptimo panel de debate de FES Iberia respecto al panorama internacional y la transición energética en Iberoamérica. 

En línea con esta convocatoria de lujo, disertantes de envergadura se subirán al escenario para formar parte de los paneles de debate y cientos de asistentes podrán participar en los más sofisticados espacios para networking.

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

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

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Transición energética, resiliencia climática e integración regional: ejes de trabajo entre ministros de Centroamérica

Tegucigalpa fue sede de encuentros cumbre entre ministros y secretarios de energía de la región. El pasado viernes 21 junio se llevó a cabo la 17° Reunión Ordinaria del Consejo de Ministros de Energía (CME) del Sistema de la Integración Centroamericana (SICA) y posteriormente la VI reunión de Ministros de Energía de la Comunidad de Estados Latinoamericanos y del Caribe (CELAC).

Allí, funcionarios de gobierno coincidieron en la necesidad de trabajar en una coherencia regulatoria entre países miembro e impulsar una agenda energética alineada al desarrollo económico para aspirar a una integración regional y una transición energética justa.

“Para nosotros es muy importante ser anfitriones y discutir temas relacionados a la integración regional y al medio energético eléctrico para interconectarnos”, introdujo Erick Tejada, secretario de Estado en el Despacho de Energía de Honduras.

Durante una conferencia de prensa el secretario Tejada precisó que además se abordaron temas relacionados a modelos financieros para proyectos en energía tanto en generación como en transmisión y distribución, la armonización de los marcos jurídicos y, en general, se compartieron experiencias dentro del contexto de azotes severos del cambio climático.

“Los países participantes tanto en CELAC, como en SICA, concluimos sobre la urgencia de abordar la integración energética regional como elemento clave de resiliencia frente al cambio climático y de la identificación de mecanismos financieros innovadores para costear la inversión que se requiere”, resumió en conversación con Energía Estratégica la secretaria Nacional de Energía de Panamá, Rosilena Lindo Riggs, quien participó de manera online a las reuniones.

Por su parte, Víctor Hugo Ventura, ministro de Energía y Minas de Guatemala, quien asistió de manera presencial a estos encuentros cumbre, subrayó como necesario fortalecer iniciativas que ya tienen consensos en la región y trabajar en su implementación.

“Desde 2020, la estrategia energética sostenible tiene una serie de lineamientos muy interesantes para avanzar de forma sostenible en el desarrollo energético considerando todos los aspectos del desarrollo sostenible, entre ellos el tema de la resiliencia al cambio climático y a muchos de esos temas se les está dando seguimiento”, indicó el ministro Ventura en conferencia de prensa.

Entre los proyectos que se requieren impulsar, Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) se refirió a los avances en los compromisos por la descarbonización de las matrices energéticas y a lo que resta abordar para lograrlo.

“Para este 2024, el 95% de los proyectos de generación que entrarán serán renovables. Lo que nos pone en un panorama de crecimiento de energías limpias”, aseguró el titular de OLADE.

Y añadió: “La integración energética es parte de la respuesta para abordar desafíos tan centrales, no sólo respecto a la transformación y transición energética, sino también para abordar situaciones complejas cosa que se han hecho evidentes durante las últimas semanas en América Latina, donde ha sido de alguna manera la integración la que ha dado respuestas a poder solventar problemas y estrecheces en materia de suministro eléctrico”.

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¿Qué es lo que sigue? Luego del 21 de junio, los ministros trabajan en la “Declaración de Tegucigalpa” que se prevé que sea firmada por autoridades de toda la región en las próximas semanas.

Al respecto, el secretario Tejada anticipó que algunos de los acuerdos importantes plasmados en la futura declaración de Tegucigalpa son:

1. Reiterar el carácter estratégico de los recursos energéticos de la región destacando el derecho de las naciones a la soberanía permanente sobre los mismos.
2. Adoptar propuesta de OLADE de creación de un foro de planeamiento energético regional para optimizar las matrices de generación.
3. Acelerar mecanismos de financiamiento de obras prioritarias de mitigación de los efectos del cambio climático.
4. Buscar integración los planes de expansión en transmisión de las instancias regionales.
5. Retoma CELAC su agenda popular de liderazgo en desarrollo de energías renovables de la región, bajo el esquema de una transición energética limpia pero justa, equitativa y que busca erradicar la pobreza energética regional.

Hasta tanto, tome carácter público la declaración de Tegucigalpa que es iniciativa de la reunión de ministros de la CELAC, el Consejo de Ministros de Energía del SICA aprobó 5 Pactos Energéticos Regionales en el marco de la Estrategia Energética Sustentable 2030 de los Países del SICA (EES-SICA 2030) y serán presentados próximamente ante la United Nations Energy SEforALL:

1) Acceso universal a la electricidad, con extensiones de red, sistemas aislados, sistemas de generación distribuida, y microrredes en comunidades alejadas o con restricciones ambientales para -conexión a las redes de transmisión de electricidad.

2) Reducción del uso de leña. Aumentar la penetración de estufas mejoradas.

3) Impulso a energías renovables para la generación de la electricidad. Impulsar la participación de fuentes renovables en la producción de electricidad

4) Apoyo y fortalecimiento de las energías renovables, tecnologías geotérmica, solar, eólica y el aprovechamiento moderno de la biomasa.

5) Mejora de la eficiencia energética a través de los Reglamentos Técnicos Centroamericanos (RTCA).

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La nueva presidenta de Petrobras ratifica nuevas inversiones en renovables en Brasil

Magda Chambriard asumió oficialmente como nueva presidenta de Petrobras, quien trabajó durante más de dos décadas en la compañía y en otras instituciones del sector, siempre buscando impulsar la evolución de la industria. 

Su nombramiento se dio pocas semanas después de la salida de Jean Paul Prates por discrepancias en la administración de la empresa petrolera brasileña semi-pública de propiedad mixta y con el ministro de Minas y Energía de Brasil, Alexandre Silveira

Y durante el discurso de la toma de posesión de la presidencia, Chambriard ratificó las nuevas inversiones en energías renovables por parte de la compañía en el camino de volverse net-zero en los próximos años. 

“Nuestro plan está en consonancia con la visión del mercado en cuanto a generación de valor económico y la rentabilidad, y con la trayectoria de seguir como líder brasileño de la transición energética justa e inclusiva. Por eso tenemos la ambición de alcanzar cero emisiones (net-zero) hasta 2050, por lo que cerca del 11% de las inversiones serán en proyectos bajos en carbono”, aseguró. 

“La transición energética justa nos lleva a abrir y fortalecer frentes en energías renovables y descarbonización, a tomar provecho de nuestra experiencia y enfocarnos en los combustibles del futuro más verdes y eficientes a la par de que avanzaremos en energía eólica, solar e hidrógeno”, agregó. 

Y cabe recordar que el presidente de Brasil, Luiz Inácio “Lula” da Silva (quien designó a Chambriard en Petrobras) se propuso hacer de Petrobras una empresa energética integrada, retomando fuertes inversiones en fertilizantes, biocombustibles y energías renovables

Tal es así que, a lo largo de los últimos años, la compañía inició el proceso en el Instituto Brasileño del Medio Ambiente y de los Recursos Naturales Renovables (IBAMA)  para la concesión de diez licencias ambientales para el desarrollo de proyectos eólicos offshore por casi 23 GW de capacidad entre los estados de Río Grande do norte (3 zonas), Ceará (3), Maranhão (1), Río de Janeiro (1), Espírito Santo (1) y Río Grande do Sul (1). 

Sumado a que cuenta con una con WEG, empresa brasileña que fabrica motores y equipos eléctricos,​ equipos de energía y transporte, para el desarrollo de la turbina eólica “más grande del país”, de 7 MW capacidad, 220 metros de altura (equivalente a seis estatuas de Cristo) y que pesará cerca de 1830 toneladas, conforme a la información compartida por los funcionarios de ambas entidades. 

“Y para financiar esa transición energética son fundamentales inversiones en exploración de exploración y producción, que representan alrededor del 70% del presupuesto total de Petrobras y generan los mayores retornos para la compañía. Por tanto no existe transición energética sin mencionar quién pagará esa factura y será el petróleo quien lo haga”, subrayó la nueva presidenta de Petrobras. 

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La planificación energética de República Dominicana avanza con la expansión del parque de generación

Con una inversión de 82 millones de dólares, se inauguró el Parque Solar Fotovoltaico La Victoria en un evento encabezado por la vicepresidenta y jefa del Gabinete Eléctrico, Raquel Peña, acompañada por funcionarios del Gobierno y ejecutivos de BAS Corporation y Dominion.

La vicepresidenta Peña destacó que este proyecto refuerza el compromiso del país de aumentar su capacidad de generación de energía renovable, alineándose con los acuerdos de la Cumbre de París sobre cambio climático.

“Esto es un ejemplo más de nuestra apuesta para seguir trabajando por la sostenibilidad y el desarrollo de nuestro país, basándonos en una relación armoniosa con el medio ambiente y los recursos naturales para impulsar un crecimiento sólido y justo. La energía solar es futuro, pero también es presente, y nosotros queremos atraparlo y producirlo”, afirmó Peña.

“Como Gobierno, somos reguladores y facilitadores para que el sector privado continúe realizando inversiones que mejoren la calidad de vida de los dominicanos”, expresó la vicemandataria, agradeciendo a la empresa española por la confianza en el país y en la administración del presidente Luis Abinader.

El director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Edward Veras, explicó que este proyecto se suma a otros 25 en desarrollo, acercando a la República Dominicana a la meta de producir el 25% de la energía a partir de fuentes renovables para el año 2025. Actualmente, representan el 16% del suministro energético.

“Este impulso a las renovables se enmarca en el Plan Energético Nacional, que junto con la expansión del uso de gas natural y las inversiones en Manzanillo, asegurará la reducción de la huella de carbono y garantizará el suministro energético”, señaló Veras.

Aseguró además que la proliferación de energía fotovoltaica y de gas natural permitirá a las distribuidoras comprar energía a la mitad del precio actual, lo que eventualmente resultará en una reducción de la tarifa para el usuario final.

De su lado, el director general de Dominion, Roberto Tomillas, subrayó que “los proyectos renovables son la base del desarrollo sostenible y eficiente del mundo”, y destacó el compromiso de su empresa con la transición energética.

La instalación del Parque Solar Fotovoltaico La Victoria cuenta con 97,728 módulos fotovoltaicos y tiene una capacidad de 58,48 MWac y 64,70 MWp, suficiente para abastecer a 20,000 hogares dominicanos y evitar la emisión de más de 60,000 toneladas de CO2 anuales.

El proyecto ha generado empleo para más de 500 personas durante su construcción y continuará empleando personal local en su operación.

En el acto de inauguración también participaron el ministro de Industria y Comercio, Ito Bisonó; la gobernadora de Santo Domingo, Altagracia Drullard; los viceministros del Ministerio de Energía y Minas, Alfonso Rodríguez y Rafael Gómez; Aura Caraballo, del Consejo Directivo de la SIE; Ing. Martin Robles, director general de la ETED; entre otras autoridades.

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PROINVERSIÓN adjudicó tres proyectos eléctricos en beneficio de Ica y Arequipa

En acto público, la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (PROINVERSIÓN) adjudicó al Consorcio OA (Omega Perú Operaciones y Mantenimiento S.A. y Concesiones Perú Holdings Transmision I S.A.C.) el Grupo 1 de proyectos de transmisión eléctrica, iniciativa que beneficiará a un millón de ciudadanos en las regiones de Ica y Arequipa, que requiere en conjunto una inversión estimada de US$ 329 millones.

El Grupo 1 se compone de tres proyectos orientados a mejorar la calidad del sistema de transmisión eléctrica en el sur como la (I) Nueva Subestación Hub – Poroma y Enlace 500 kV “Hub” Poroma – Colectora”, (II) Nueva Subestación Hub San José – Primera Etapa y Enlace 220 kV “Hub” San José – Repartición (Arequipa)” y (III) la Nueva SE Marcona II y Enlace 138 kV Marcona II – San Isidro (Bella Unión) – Pampa (Chala).

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El Consorcio OA se adjudicó el Grupo 1 al ofertar un menor costo de servicio total por año para tres proyectos, es decir, 000000000000000000000000000000, en comparación a otros cuatro postores. El adjudicatario se encargará del diseño, financiamiento, construcción, operación y mantenimiento del proyecto por un plazo de 30 años, contabilizados desde la firma del contrato.

El director ejecutivo de PROINVERSIÓN, José Salardi, destacó que la adjudicación proporcionará una mejor calidad de servicio eléctrico a miles de hogares así como también a sectores claves como industria, comercio y servicios, con lo cual contribuirá a mejorar la productividad y competitividad de Ica y Arequipa.

Salardi explicó que el Grupo 1 va en línea con la meta institucional que prevé adjudicar este año 15 proyectos eléctricos por US$ 941 millones mediante Asociaciones Público – Privadas (APP), en beneficio de ocho millones de habitantes de Áncash, Junín, Ucayali, Apurímac, Puno, Arequipa, Ayacucho, Ica y Lima.

Por su parte, el ministro de Energía y Minas, Rómulo Mucho, comentó que la adjudicación reafirma la confianza mutua entre el gobierno y el sector privado para el desarrollo de la infraestructura crucial para el país.

“La adjudicación de estos proyectos es muy significativa por su gran impacto económico y social, forma parte del paquete de iniciativas orientadas a modernizar y expandir la infraestructura eléctrica”, subrayó.

COMPONENTES DE LOS PROYECTOS

El proyecto Nueva Subestación Hub Poroma (Primera Etapa) permitirá transportar en 500 kV la energía generada con recursos renovables (plantas de generación eólicas) y beneficiará a 863 mil personas de Ica.

En tanto, la Nueva Subestación Hub San José – Primera Etapa y Enlace 220 kV” mejorará la confiabilidad e incrementará la capacidad de transmisión en 138 kV del sistema eléctrico de Repartición, Majes y Mollendo (Arequipa) y beneficiará a 185 mil personas.

Mientras, la Nueva Subestación Marcona II y Enlace 138 kV” permitirá incrementar la capacidad de transmisión en 60 kV del sistema eléctrico de Bella Unión y Chala (Ica), en beneficio de 46 mil personas.

 

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¡34.6%! LONGi bate de nuevo el récord mundial de eficiencia de celdas solares en tándem de silicio-perovskita

El 14 de junio, en la esperada SNEC Expo 2024 de Shanghai, LONGi Green Energy Technology Co. Ltd. (en lo sucesivo, «LONGi») anunció un importante avance en el desarrollo de sus celdas solares en tándem de silicio-perovskita.

Según la certificación autorizada de la Instalación Europea de Pruebas Solares (ESTI), uno de los principales laboratorios de calibración fotovoltaica (PV) del mundo, la eficiencia de conversión fotovoltaica de esta celda ha alcanzado el 34.6%. Este logro bate una vez más el récord mundial de eficiencia de celdas en tándem de silicio-perovskita establecido anteriormente por el equipo de LONGi.

Siguiendo un enfoque de investigación pragmático e innovador, el equipo de I+D de celdas de LONGi ha obtenido a lo largo de los años certificaciones independientes de instituciones reconocidas internacionalmente, como el Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL) de EE.UU., el Instituto Fraunhofer de Sistemas de Energía Solar (Fraunhofer ISE) de Alemania y la Instalación Europea de Pruebas Solares (ESTI).

La celda solar en tándem de silicio-perovskita, como vía tecnológica dominante para la próxima generación de celdas solares ultraeficientes, tiene una eficiencia máxima teórica de hasta el 43%, superando con creces la eficiencia límite de Shockley-Queisser de las celdas solares en unión simple (33.7%). En noviembre de 2023, el equipo de celdas solares en tándem de LONGi logró una eficiencia del 33.9% para celdas en tándem. Menos de un año después, han vuelto a batir el récord, lo que demuestra su gran capacidad de I+D y su incesante búsqueda de exploración.

Para lograr este avance, el equipo de I+D de LONGi llevó a cabo experimentos exhaustivos en varias áreas. Optimizaron el proceso de deposición de la película de la capa de transporte de electrones, introdujeron materiales de pasivación de defectos de alta eficiencia y diseñaron y desarrollaron estructuras de pasivación de interfaz de alta calidad. Estos avances se aplicaron con éxito en los sustratos comerciales de obleas de silicio CZ desarrollados por LONGi, lo que supuso un nuevo hito en la tecnología de celdas solares en tándem de silicio-perovskita. Mediante la adopción de un modelo de investigación de «análisis científico de las causas fundamentales + optimización de ingeniería ajustada», el equipo logró una mejora absoluta de la eficiencia del 0.7% en sólo cinco meses, elevando la eficiencia de las celdas solares en tándem a nuevas cotas.

Alcanzar la elevada eficiencia del 34.6% no sólo demuestra la profunda experiencia de LONGi en la tecnología de celdas solares en tándem, sino que también proporciona un sólido apoyo a la vía tecnológica dominante de la próxima generación de celdas solares ultraeficientes. Un representante de LONGi declaró: «La tecnología de celdas solares en tándem que hemos desarrollado puede integrarse con los procesos existentes de celdas basadas en silicio, lo que permite una actualización e iteración de las actuales tecnologías de celdas solares. Con nuestras obleas de silicio personalizadas y un sólido equipo de I+D, LONGi seguirá impulsando la industria fotovoltaica a través de la innovación tecnológica».

El año pasado, LONGi se convirtió en el «bicampeón» del récord mundial de eficiencia tanto en celdas de unión simple de silicio monocristalino como en celdas solares en tándem de silicio-perovskita. A lo largo de los años, LONGi se ha adherido sistemáticamente a un enfoque de investigación pragmático y empírico. El equipo de I+D de celdas de LONGi ha establecido repetidamente nuevos récords de eficiencia en la industria fotovoltaica mundial, y estos logros están documentados en listas autorizadas como las Martin Green Solar Cell Efficiency Tables.

Como pioneros en el establecimiento de récords mundiales de eficiencia de celdas fotovoltaicas, la continua innovación y el extraordinario rendimiento de LONGi no sólo han contribuido significativamente a la generación mundial de energía solar y al desarrollo de tecnologías de energía verde, sino que también han demostrado su determinación y liderazgo en la industria fotovoltaica.

Li Zhenguo, fundador y presidente de LONGi, subrayó que LONGi ha dado prioridad a la I+D y la innovación desde sus inicios, sin escatimar gastos en investigación y desarrollo, lo que la ha convertido en líder del sector en inversión en I+D. LONGi seguirá manteniendo su compromiso original con la innovación tecnológica, transformando firmemente las tecnologías avanzadas en capacidades productivas, y persiguiendo persistentemente innovaciones tecnológicas viables para crear mayor valor para los clientes y contribuir más a la industria.

La capacidad de innovación continua de LONGi no sólo ha obtenido el reconocimiento de los organismos de certificación, sino que también ha recibido prestigiosos premios. Recientemente, el Dr. Xu Xixiang, Científico Jefe y Vicepresidente del Instituto Central de I+D de LONGi, fue galardonado con el premio William R. Cherry del Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos (IEEE). Este galardón, a menudo considerado el «Premio Nobel» de la industria fotovoltaica, convierte al Dr. Xu en el primer científico chino que recibe este prestigioso premio.

El Premio William R. Cherry lleva el nombre de William R. Cherry, pionero de la industria fotovoltaica. Creado en 1980, este prestigioso premio selecciona cada año a un galardonado en todo el mundo para reconocer la labor de ingenieros o científicos que hayan contribuido de forma significativa al avance científico y técnico de la conversión de la energía fotovoltaica a lo largo de su carrera. Los nominados deben demostrar contribuciones sobresalientes e impacto en el campo a través de extensas publicaciones y presentaciones. El premio William R. Cherry está considerado como uno de los galardones más prestigiosos e influyentes en el campo fotovoltaico y representa el mayor honor y logro en la investigación fotovoltaica.

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DAS Solar firmó importantes acuerdos en Intersolar Europa

En un desarrollo histórico en Intersolar Europe, DAS Solar ha firmado asociaciones estratégicas para avanzar en proyectos solares y la distribución de soluciones fotovoltaicas en Europa y más allá. 

El primer acuerdo es FutureGreen Solutions para avanzar en el despliegue de módulos solares ligeros en el mercado del Benelux, considerando que FutureGreen Solutions, un actor líder en bienes raíces sustentables, se posiciona no solo como una ventanilla única para los clientes finales sino también como un distribuidor distinguido para socios en el campo de nuevas soluciones innovadoras. 

Estos módulos innovadores están diseñados para brindar soluciones efectivas para techos con capacidad de carga limitada, lo que los hace ideales para una variedad de aplicaciones arquitectónicas en la región.

Por otro lado, DAS Solar también concretó una alianza estratégica con Energy3000 Solar GmbH, empresa de sistemas fotovoltaicos con más de 15 años de experiencia que opera desde Austria con una fuerte presencia local en varios países europeos. 

La cooperación entre DAS Solar y Energy3000 Solar GmbH implica un marco de distribución de 150 MW durante el primer año; por lo que se posicionan como socios clave para abarcar una gama completa de productos en todas las áreas de la energía fotovoltaica, almacenamiento de electricidad y distribución de energía.

Mientras que con Sonnenpark Halenbeck-Rohlsdorf, DAS Solar firmó un acuerdo histórico para importante proyecto de energía solar en el norte de Brandeburgo; que está preparado para tener un impacto sustancial en el panorama de las energías renovables. 

Los proyectos Sonnenpark Halenbeck-Rohlsdorf I y Sonnenpark Halenbeck-Rohlsdorf II están programados para suministrar aproximadamente 239 GWh de electricidad anualmente a partir del segundo trimestre de 2026, y contarán con una capacidad fotovoltaica de 2 x 115 MWp y 2 x 5 MWh de almacenamiento en su configuración básica. 

Las firmas en Intersolar Europe subrayan la creciente importancia de las asociaciones estratégicas en el sector de las energías renovables. Combinando la tecnología de vanguardia de DAS Solar con experiencia en el mercado, en pos de impulsar la adopción de soluciones energéticas sostenibles y apoyar la transición a una economía baja en carbono.

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Enel Colombia inició la operación comercial de sus parques solares La Loma y Fundación

Tras finalizar las pruebas técnicas y regulatorias requeridas, Enel Colombia, a través de su línea de negocio Enel Green Power, declaró el inicio de operación comercial de su parque solar La Loma, aportando 150 MWac de capacidad efectiva neta, y convirtiéndose así en el proyecto solar más grande que hasta ahora alcanza dicho hito en el país.

La planta, inaugurada el pasado mes de febrero, está ubicada en el municipio de El Paso en el Cesar, cuenta con 400.000 paneles distribuidos en 387 hectáreas y genera cerca de 420 GWh/año, energía capaz de abastecer las necesidades de alrededor de 600 mil personas, es decir, la población de una ciudad como Bucaramanga. Cabe resaltar que, durante el periodo de desarrollo de las obras constructivas, la Compañía generó más de 1.720 empleos, el 77% en la región.

Por su parte, el Parque Solar Fundación, ubicado en el municipio de Pivijay en Magdalena, también declaró su entrada en operación comercial. Esta es una planta solar con una capacidad efectiva neta de 90 MWac, que le entregará a Colombia alrededor de 267 GWh/año y que será oficialmente inaugurada en las próximas semanas.

La Loma, Fundación y el Parque Solar El Paso, también de propiedad de Enel, son tres de los seis proyectos solares de despacho central en el país que ya declararon su operación comercial. En lo que va corrido de 2024, los parques solares que la Compañía ya ha energizado (El Paso, La Loma, Fundación y Guayepo I&II), hoy representan más del 34% de la energía solar producida en todo el sistema interconectado de Colombia, consolidando así el compromiso de la empresa con la diversificación y confiabilidad de la matriz energética.

SOBRE GRUPO ENEL

Enel es una compañía eléctrica multinacional y un actor integrado líder en los mercados mundiales de la energía y de las renovables.

A nivel global, es el mayor operador privado de energías renovables, el primer operador de redes de distribución de electricidad por número de clientes atendidos y el operador minorista con mayor base de clientes.

El Grupo es la mayor empresa eléctrica europea por EBITDA ordinario: está presente en 29 países de todo el mundo y produce energía con una capacidad total de más de 89 GW. Enel Grids, la línea de negocio global del Grupo dedicada a la gestión del servicio de distribución de electricidad a nivel mundial, suministra electricidad a través de una red de 1,9 millones de kilómetros a más de 70 millones de usuarios finales.

Enel Green Power, la rama de energías renovables de Enel, tiene una capacidad total de aproximadamente 64 GW y un mix de generación que incluye energía eólica, solar, geotérmica e hidroeléctrica, así como instalaciones de almacenamiento de energía, en Europa, América, África, Asia y Oceanía.

Enel X Global Retail es la línea de negocio del Grupo dedicada a los clientes de todo el mundo con el objetivo de proporcionar eficazmente productos y servicios basados en sus necesidades energéticas, incitándoles a un uso más consciente y sostenible de la energía. Proporciona electricidad y servicios energéticos integrados a más de 60 millones de clientes en todo el mundo, ofreciendo servicios de flexibilidad que suman 8,1 GW, gestionando más de 3 millones de puntos de luz, y con más de 26.200 puntos de recarga públicos en propiedad para la movilidad eléctrica.

El liderazgo de Enel en las diferentes categorías se define por comparación con los datos financieros de los competidores en el año 2023. No se incluyen los operadores totalmente estatales.

 SOBRE ENEL COLOMBIA

 Enel Colombia está presente en toda la cadena de la energía eléctrica y su valor patrimonial supera los 30 billones de pesos. En el frente de generación, cuenta con 14 centrales que suman una capacidad instalada de 3.390 MW, además de proyectos de energía renovable en construcción, a través de su línea de negocio Enel Green Power que aportan más de 800 MWdc adicionales. En los mercados de comercialización y distribución, atiende a cerca de 3.9 millones de clientes entre residenciales, comerciales, industriales y oficiales, gracias a una potencia instalada de 11.799 MVA a lo largo de 76.795 kilómetros de red.

Desde su línea de negocio Enel X, ofrece servicios para acelerar la innovación e impulsar la transición energética y la electrificación con soluciones para las ciudades, las industrias y los hogares.

Por otra parte, la Compañía cuenta con activos de generación de energía en Panamá, Costa Rica y Guatemala, los cuales suman otros 644 MW de capacidad instalada y 60 MW en construcción.

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Y-TEC pide acelerar la regulación de hidrógeno en Argentina

YPF Tecnología (Y-TEC) llamó a acelerar el tratamiento de las regulaciones vinculadas a la industria del hidrógeno de bajas emisiones en Argentina, tanto desde el propio tratamiento en el Poder Legislativo de la Nación como cuestiones técnicas que requieren diálogos entre el propio sector energético.

“Todavía no hay regulación en Argentina para muchos de los temas vinculados al hidrógeno, por lo que es importante trabajar en esa regulación, detectar los cuellos de botella y cuáles son las necesidades”, señaló Fernanda Salgado, gerenta de Gestión Comercial y Transferencia Tecnológica de Y-TEC. 

Si bien Argentina ya cuenta con con la Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno (publicada en septiembre del 2023), por la que se proyecta la instalación 30 GW de capacidad de electrólisis y 55 GW de renovables, el país no cuenta con un marco regulatorio vigente para tal vector energético.

¿Por qué? A pesar que el país sancionó la Ley N° 26123/2006, la misma no se reglamentó y tras una década y media perdió vigencia en el 2022, mientras que el proyecto de ley de H2 de bajas emisiones que propulsó la gestión de Alberto Fernández no sólo tuvo demora para ser presentado ante el Poder Legislativo, sino que ni siquiera logró tratamiento legislativo y todo parece indicar que tampoco lo tendrá, o al menos no bajo la nómina actual. 

“El proyecto de ley de hidrógeno se escribió y no se llegó a presentar por ser el 2023 un año particular (elecciones presidenciales). Por lo que, junto a la Estrategia Nacional, son documentos que quedan y esperamos que de a poco sean partícipes, llevando a cabo y aprobando porque hacen falta ciertas regulaciones para el H2”, agregó quien también representó al Consorcio H2ar durante un webinar. 

Y según pudo averiguar Energía Estratégica, desde el propio Consorcio H2ar (que abarca a 60 empresas miembro) pretenden acercar al gobierno actual un proyecto de ley de hidrógeno, dado que existen ciertas dudas respecto a que el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) se adecúe correctamente a los proyectos de H2

De todos modos, cabe recordar que semanas atrás Mariela Beljansky, subsecretaria de Transición y Planeamiento Energético de la Nación, garantizó que el Estado no obstaculizará el esfuerzo del sector privado y subrayó que desde el gobierno trabajan en ajustar la propuesta de ley de hidrógeno (ver nota).

“Queremos que los proyectos de H2 tengan la chance de existir y luego, naturalmente, vendrá la posibilidad de hacer acuerdos con proveedores locales porque los ayudará a ser más competitivos o por los servicios de post-venta, pero es una decisión del inversionista y debe tener total libertad de contratar los proveedores que desee”, anticipó Beljansky en aquel entonces. 

Por lo que tampoco se descarta que la promoción del mencionado vector energético posea un capítulo propio y específico en la reglamentación del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones dentro de la Ley de Bases, recientemente aprobada en lo general por el Congreso Nacional.

“Tenemos otro grupo de entidades observadores, organismos con los que nos relacionamos para diversos temas en particular, por ejemplo IRAM, Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI), la Secretaría de Energía, el Centro Argentino de Ingenieros (CAI), ENARGAS y CAMMESA, en pos de lograr que se desarrolle la economía del hidrógeno”, manifestó Fernanda Salgado. 

“Además, estamos vinculándonos con organismos internacionales y asociaciones regionales, dado que Argentina está detrás de muchos países de Latinoamérica en la materia, que ya están llevando a cabo proyectos pilotos. Es una señal amarilla de alerta ya que tenemos las mismas oportunidades y buenos recursos, entonces es una picardía que no los aprovechemos”, concluyó.

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Panamá transparenta su estrategia de hidrógeno verde: 7 ejes de trabajo y 30 líneas de acción

En el marco del proceso de rendición de cuentas de la Secretaría Nacional de Energía (SNE), el comité interinstitucional de hidrógeno verde y derivados de Panamá se reunió para transparentar el grado de avance de sus propuestas para impulsar este vector energético.  

Allí, Rosilena Lindo Riggs, secretaria de Energía, sostuvo que el hidrógeno verde y sus derivados se encuentran en el centro de la innovación disruptiva para la transición energética de corto, mediano y largo plazo. 

“Garantizar que la energía se obtenga con fuentes de energías libres de carbono cada hora, todos los días, en todas las partes será imposible de lograr sin el hidrógeno verde y sus derivados”, argumentó. 

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. 

En detalle, esta estrategia que cuenta con 7 ejes de trabajo y 30 líneas de acción ya tendía un 38,45% de avance, lo que daría cuenta del gran interés de la presente administración de gobierno por impulsar este vector energético. 

En línea con ello, se estaría preparando en este momento el reglamento para la instalación del hub de hidrógeno verde y derivados, incluyendo la coordinación de un proceso de certificación de hidrógeno y también una serie de medidas para facilitar la inversión en infraestructura compartida para este mismo fin en el Atlántico, en el Pacífico y en el centro del país para diversificar la oferta energética de Centroamérica y resto de Latinoamérica y del Caribe. 

“Buscamos fortalecer esa seguridad energética de nuestra región, convertirnos en un lugar de almacenamiento, en un lugar de reserva estratégica para combustibles limpios que impulsen el empleo y la economía local y regional”, expresó Lindo Riggs. 

Aquello no sería todo. Según reveló la secretaria de Energía, estaría en borrador la creación de la Organización Internacional para el Comercio de Hidrógeno (HITO, por sus siglas en inglés) que sería una iniciativa especial de la que Panamá formaría parte activamente.

De acuerdo a sus estimaciones, la inversión regional debería aumentar sustancialmente, duplicándose para el 2030 a 150,000 millones de dólares y quintuplicando para el 2050. En medio de este mercado, Panamá tendría un enorme potencial de convertirse en un eslabón fundamental de la cadena de suministro global para todas las economías, donde la producción del hidrógeno verde es solo parte del proceso de ser ese espacio de almacenamiento y de despacho de una amplia variedad de energéticos como núcleo de la oportunidad para Panamá, en palabras de Rosilena Lindo Riggs, secretaria Nacional de Energía: “ser un supermercado de energéticos limpios para el sector marítimo y el sector aviación”.

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ESC Group quiere replicar un caso de éxito de energía solar y fotoceldas inteligentes en República Dominicana

Paya se convierte en el primer gobierno municipal autosuficiente energéticamente de República Dominicana. Esto es gracias a un proyecto integral desarrollado por la empresa ESC Group.

Se trata de un sistema de generación de 75 kW de capacidad instalada fotovoltaica con seguidores solares y alumbrado público inteligente con fotoceldas que permiten programar la operación de, a la fecha, 550 luminarias.

Pero aquello no sería todo. Con la electricidad generada por el huerto solar en horas del día además se pueden compensar por medición neta los requerimientos de servicios adicionales en la localidad como carga de routers para brindar wifi gratuito, dar autonomía a cámaras de seguridad y un dron de vigilancia, así como la recarga para vehículos eléctricos de dos ruedas a partir de una pequeña estación también desarrollada por ESC Group con perfiles de material reciclado.

Según comentó a Energía Estratégica, Roque Ureña, gerente general de la empresa, dadas las bondades de este proyecto autosostenible a largo plazo ya estudian replicarlo en otros municipios del país y resto de la región.

“Ya lo estamos estudiando con algunas autoridades de la República Dominicana, buscando el marco legal para poderlo replicar en el país completo”, aseguró el Ing. Ureña.

Las oportunidades estarían latentes en todos los órganos de la administración pública. En el caso de los gobiernos locales, en el marco de iniciativa promovida por la Coalición de Ciudades Capitales de Las Américas frente al Cambio Climático (CC35) y la Liga Municipal Dominicana (LMD) en 2021, los alcaldes se comprometieron con lograr la neutralidad de carbono antes del 2050.

Con este tipo de proyecto autosostenible se podría avanzar en el cumplimiento de aquel compromiso y además dar respuesta concreta al decreto 158-23 vinculado a la implementación de políticas de ahorro y eficiencia energética que el presidente Luis Abinader declaró de alta prioridad nacional.

«Este proyecto en una localidad pequeña como Paya sirve de piloto para luego reproducirlo a escala, no sólo en el país sino también buscar la forma de replicarlo en otros países del área, incluyendo Centro y Suramérica», añadió Roque Ureña. 

Los resultados obtenidos en la localidad de Paya dan cuenta del éxito de este tipo de proyecto integral. Entre los principales hallazgos, el gerente general de ESC Group destacó una ahorro de un 70% de energía con el cambio a luces LED, reducciones significativas en el costo del alumbrado público, entre un 35% a un 40% más de energía generada en el sistema fotovoltaico gracias al seguidor solar y compensación por medición neta de otras necesidades energéticas de la alcaldía.

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Celsia avanza en energía solar en Centroamérica con la inauguración de una planta para Cervecería Nacional

Celsia, empresa de energía del grupo Argos, continúa su expansión en Centroamérica, especialmente en el negocio de energías renovables y eficiencia energética, especialmente en el segmento B2B. Recientemente inauguró una granja solar en colaboración con Cervecería Nacional en el distrito de Arraiján, Panamá.  

Con la instalación de 243 paneles solares de última generación, cada uno con una potencia de 560W, para un total de 140kWp, y 5 inversores de 20kW, la empresa asegura eficiencia y confiabilidad en la generación de energía limpia.

“Es muy satisfactorio para nosotros la inauguración de esta granja solar. Este es solo el comienzo porque con Cervecería Nacional pondremos en marcha seis sistemas solares más, tres granjas y tres techos, en sus centros de distribución en Majagua, Veraguas, Herrera, Las Sabanas, San Cristóbal y Darién”, señaló Javier Gutiérrez, Líder de Celsia Centroamérica.

Y agregó: “Agradezco a todos los que han trabajado para hacer posible esta iniciativa, que es solo el comienzo de muchos esfuerzos futuros para promover un desarrollo sostenible y responsable en Panamá”.

Los beneficios ambientales de esta granja solar para cervecería Nacional son igualmente importantes, anualmente el sistema generará 192,039 kWh de energía limpia, equivalente al consumo de 50 familias panameñas, reduciendo 67.5 toneladas de CO2 al año, que corresponde a la acción de plantar 3,750 árboles maduros.

Por su parte, Eloy Lever, Director de Asuntos Corporativos en Cervecería Nacional señaló, “Desde Cervecería Nacional trabajamos en una sólida estrategia de sostenibilidad que se ha desarrollado desde hace más de cinco años. Hoy marcamos un hito que nos llena de emoción y que es un paso adelante para ser una empresa con cero emisiones”.

“Ya producimos nuestro portafolio local con 100% energía solar, y ahora es el momento de extender estos esfuerzos a más áreas de nuestra cadena productiva. Es un cambio de paradigma que busca la correcta gestión operativa-ambiental y que beneficiará a largo plazo, tanto a la empresa como a el país”, añadió.

Con una visión clara y enfocada en el desarrollo sostenible, Celsia concentra su portafolio en Centroamérica con soluciones innovadoras que permitan a las empresas autogenerar su propia energía y adoptar medidas de eficiencia energética, contribuyendo así a la conservación del medio ambiente y la reducción de emisiones de CO2. Actualmente, la compañía tiene una capacidad instalada en entre Honduras, Panamá y Costa Rica de 51 MW y 22 MW en construcción, para un total de 73 MW.

Sobre Cervecería Nacional

Forma parte de AB InBev, siendo una de las empresas de mayor trayectoria en el país. Es la compañía de bebidas más grande de Panamá, con presencia a nivel nacional. Sus marcas, Atlas, Atlas Golden Light y Atlas Golden Extra, Balboa, Balboa Ice, Malta Vigor, Agua Brisa, Pepsi, Canada Dry, Orange Crush, Squirt y Mirinda son líderes en sus respectivas categorías de bebidas.

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ABO Energy España y Kinesis Enerji inauguran el Parque Eólico Andella en Castilla y León

ABO Energy España junto con su partner Kinesis Enerji, inauguraron el Parque Eólico Andella, ubicado en los términos municipales de Adalia, Mota del Marqués, Torrelobatón y Villasexmir, en la provincia de Valladolid, Castilla y León.

El Parque, compuesto por 10 aerogeneradores, cuenta con una capacidad instalada de 50 MW, capaz de producir anualmente el equivalente al consumo de 15.000 hogares, y evitar la emisión de 70 mil toneladas de CO2 al año.

Su puesta en marcha está prevista para el mes de junio de 2024. Es relevante destacar que todas las fases del proyecto estuvieron a cargo del equipo de ABO Energy España.

El evento inaugural contó con la presencia del Director General de Energía y Minas de Castilla y León, D. Alfonso Arroyo, el Jefe de Servicio de Ordenación y Planificación Energética en Castilla y León, D. César Rodríguez; el jefe del Servicio Territorial de Industria, Comercio y Economía de Valladolid, D. Marceliano Herrero, el Jefe de Servicio Territorial de Medio Ambiente de Valladolid D. Santiago de Castro; el Gerente de Operaciones de Kinesis Enerji, D. Köksal Özmen, los Managing Directors de ABO Energy España, Patricia Comes y Oscar García; así como representantes de las alcaldías, de los proveedores MLS, Geolén, Gexpro, Semi y Siemens Gamesa, y de los propietarios de terrenos.

Durante el encuentro, D. Alfonso Arroyo, Director General de Energía y Minas de Castilla y León, destacó los 30 años de experiencia de ABO Energy en el desarrollo de proyectos de energías renovables y resaltó que, “podemos presumir de ser la Comunidad que dispone de más potencia eólica instalada, más de 6.600 MW, lo que representa un 22% del total nacional, y muestra la firme apuesta por la energía eólica en este territorio”.

Por su parte, Dª Patricia Comes, Managing Director de ABO Energy España, resaltó la conciencia de la compañía en crear un futuro sostenible. “Nuestro compromiso con la reducción de CO2 no solo es una responsabilidad ambiental, sino una oportunidad para innovar y liderar en un mundo que necesita urgentemente soluciones sostenibles”, afirmó.

Además, resaltó los beneficios que el Parque Eólico Andella aporta a la provincia, ayudando a dinamizar socialmente los municipios y mejorar la calidad de vida de sus habitantes.

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LONGi anuncia el nuevo récord mundial de eficiencia del 30.1% para las celdas solares comerciales en tándem de silicio-perovskita de tamaño M6

La empresa líder mundial en tecnología solar, LONGi Green Energy Technology Co. Ltd. (en adelante, «LONGi»), anunció oficialmente el nuevo récord mundial de eficiencia del 30.1% para la celda solar comercial en tándem de silicio-perovskita de tamaño M6 el 19 de junio de 2024 en la InterSolar Europe 2024 en Múnich, Alemania.

La celda solar comercial en tándem de silicio-perovskita de tamaño M6, certificada de forma independiente por las instituciones de certificación autorizadas del Instituto Fraunhofer de Energía Solar (Fraunhofer ISE) de Alemania, alcanzó una eficiencia de conversión fotovoltaica del 30.1%.

La publicación de este nuevo récord mundial se produce menos de una semana después de que LONGi anunciara un nuevo récord mundial del 34.6% de eficiencia de la celda solar en tándem en la SNEC EXPO 2024 de Shanghái, y también supera el récord mundial anterior del 28.6% de eficiencia de la celda solar en tándem a nivel de oblea en obleas de tamaño comercial M4 en mayo de 2023 con una ventaja de eficiencia absoluta del 1.5%.

El Dr. He Bo, director de I+D del Instituto Central de I+D de LONGi, declaró en la ceremonia de presentación que el nuevo récord mundial de eficiencia logrado por LONGi no solo representa un avance significativo en la superación de los límites de eficiencia de los prototipos de células en tándem de silicio-perovskita, sino también un hito en la viabilidad comercial de esta tecnología, que marca un gran avance del equipo de LONGi en su desarrollo.

El Dr. He Bo comentó: «Mientras exploraba continuamente los límites de eficiencia de las celdas solares en tándem, el equipo de I+D de LONGi comenzó a investigar la tecnología de producción en masa de celdas solares en tándem en octubre de 2023 y, en solo seis meses, superó dos desafíos clave: la preparación de películas de perovskita de gran superficie en aire y la metalización a temperatura ultra baja».

Combinando la experiencia en la investigación de prototipos de dispositivos, el equipo de I+D logró por primera vez una eficiencia de conversión fotovoltaica superior al 30% en dispositivos de celdas solares en tándem de silicio-perovskita de tamaño comercial, mostrando una significativa ventaja de eficiencia sobre el récord de eficiencia recientemente creado por LONGi del 27.3%, impulsando enormemente la confianza y las expectativas de la industria fotovoltaica mundial respecto a la tecnología de celdas solares en tándem de silicio-perovskita.

La eficiencia límite teórica de las celdas solares en tándem de silicio monocristalino-perovskita es de hasta el 43%, lo que las convierte en la siguiente generación de celdas solares de eficiencia ultra alta después de las celdas de silicio monocristalino de contacto posterior (BC). Se trata de una tecnología fotovoltaica emergente que está siendo investigada activamente por la industria fotovoltaica mundial.

La creación de este récord mundial «Bicampeón» de celdas solares en tándem no sólo redefine el límite de eficiencia de las celdas solares en tándem de dos terminales, sino que también da un paso clave hacia la industrialización de las celdas solares en tándem, ayudando a LONGi a seguir liderando tanto la corriente principal de las celdas solares de unión simple de silicio monocristalino como la de las celdas solares en tándem.

«El Instituto Central de I+D de LONGi, columna vertebral de la empresa, cuenta con un dinámico equipo de investigación que supera los 5,000 miembros. En particular, el equipo dedicado al avance de la tecnología de celdas solares en tándem de silicio cristalino y perovskita, que ha batido sistemáticamente récords mundiales de eficiencia, tiene una edad media notablemente joven, de sólo 28 años».

Dennis She, Vicepresidente de LONGi, presentó al sólido equipo en el taller «La innovación tecnológica y la fabricación inteligente ayudan a la industria fotovoltaica a avanzar hacia una nueva prosperidad». LONGi ha concedido gran importancia a la investigación y la innovación en tecnología desde su creación. Desde su salida a bolsa en 2012 hasta finales de 2023, LONGi ha invertido más de 30 mil millones de yuanes en I+D, y ha obtenido un total de 2,879 patentes autorizadas.

El equipo de I+D de LONGi se adhiere al concepto de «innovar avances y aprovechar la luz solar» explorando continuamente los límites de la eficiencia de las celdas solares, promoviendo la industrialización de las tecnologías fotovoltaicas emergentes y las rápidas actualizaciones de los productos de energía verde, y creando constantemente productos confiables que maximicen el valor para el cliente.

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Seremi de Energía acompaña a SEC en fiscalización de venta de estufas y calefactores ante llegada del invierno y bajas temperaturas

Una intensa fiscalización, a lo largo del país y también en la región de Atacama, ha estado desplegando la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, SEC, para verificar que los productos de calefacción que se estén vendiendo en el comercio, cuenten con su respectivo SELLO SEC, acción que a nivel regional, fue encabezada por la seremi de Energía, Yenny Valenzuela Araya, y el director regional de la SEC, Iván Lillo Silva, y que tuvo lugar en la tienda Homecenter Sodimac, de la carretera Panamericana, en la comuna de Copiapó.

El objetivo de estas inspecciones es verificar que los productos de calefacción cuenten con su SELLO SEC, etiqueta que certifica que dicho artículo ha superado una serie de pruebas de seguridad y, por lo tanto, tienen mejores estándares en esta materia.

La seremi Yenny Valenzuela, señaló que “estamos acompañando a la SEC en esta fiscalización para verificar que solo se estén comprando estufas y calefactores certificados, productos que en esta época aumentan sus ventas por las bajas temperaturas. Por lo mismo, es importante reiterar a las personas que compren sólo en el comercio establecido, donde deben exigir el SELLO SEC, el que puede estar en la caja del producto o en el producto mismo”.

Consejos de uso

Por su parte, el director de la SEC Atacama indicó que junto con la compra de productos con SELLO SEC, la ciudadanía debe tomar conciencia de que el uso de los energéticos conlleva ciertos riesgos que debemos disminuir, adoptando actitudes de autocuidado, especialmente en los productos a gas y/o parafina.

“Nos encontramos el día de hoy en almacenes de Sodimac para hacer una fiscalización de productos a gas, estamos haciendo la fiscalización de estufas, principalmente, y la recomendación que le damos a la ciudadanía es de seguridad; en el sentido. de que primero verifique siempre que su regulador y su manguera tenga su sello SEC y esté dentro del periodo de vigencia de duración del elemento”, destacó Iván Lillo.

Añadiendo “segundo, las recomendaciones básicas en el sentido del uso de las estufas a gas o de parafina, que estén en un recinto que esté ventilado, preferiblemente, y que se dispongan alejados de puntos que pudiesen generar algún tipo de incendio por el calor que se desprende de estos elementos. Esas son las condiciones básicas que tenemos que tomar en cuenta, así como por ejemplo prender la estufa parafina fuera de la casa, en el patio y, luego, una vez que ya emanan los vapores y los olores característicos de la parafina, ingresar el artefacto al interior del hogar y con eso evitamos la contaminación del aire que vamos a estar respirando”.

Desde el organismo fiscalizador se añadió que recientemente se ha implementado una nueva versión del Sello SEC, la que contiene información de interés ciudadano, tal como antecedentes sobre el fabricante o importador, características técnicas, uso de los productos, pertinencia o no de etiquetado de Eficiencia Energética y de advertencia de seguridad, por lo que el llamado a es escanear esta información, para tomar una mejor decisión de compra. Durante el 2022 fueron alrededor de 3.5 millones de consultas las realizadas al Código QR del SELLO SEC, y en el 2023 fueron alrededor de 4 millones. De estas interacciones, el 98% fueron escaneos con celulares.

Datos nacionales

A nivel nacional, durante el año 2023 las certificaciones de artefactos de calefacción llegaron a más de 2 millones 375 mil 049 unidades, siendo el producto mayoritario las estufas eléctricas, con más de 1 millón 156 mil equipos certificados, seguido de calientacamas, almohadillas, frazadas y guateros eléctricos, con 505.939; y luego equipos de aire acondicionado, que alcanzaron las 323.669 unidades.

En cuanto a las acciones de la SEC, durante el año pasado se fiscalizaron 102 puntos de venta, comprobando que, en 31 de ellos un 30% del total no cumplía con lo exigido en la normativa, razón por la cual se les aplicaron, en su conjunto, multas por 1.152 UTM, Unidades Tributarias Mensuales, es decir, 75 millones 390 mil 336 pesos.

Finalmente, desde el organismo fiscalizador hicieron un llamado a seguir las cuentas oficiales de la SEC en Redes Sociales: Instagram (@sec_chile), LinkedIn (Superintendencia de Electricidad y Combustibles – SEC), X (@SEC_cl) y Superintendencia SEC (Facebook), donde la ciudadanía podrá acceder a información útil y consejos de seguridad para el uso de los energéticos.

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CNE presentó los resultados de estudios para modernizar el mercado eléctrico de Chile

La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile presentó los principales resultados de los estudios vinculados a la modernización y perfeccionamiento del mercado eléctrico nacional hacia un esquema de ofertas, en el marco del avance que requiere la industria en el actual contexto de transición energética que atraviesa el país.

Los estudios llevados a cabo en conjunto con la consultora Vinken-Dictuc (asociada a la Escuela de Ingeniería de la Pontificia Universidad Católica de Chile) analizaron la estructura del mercado eléctrico actual e incorporaron una propuesta para avanzar hacia una nueva estructura de mercado con los lineamientos y elementos relevantes a mantener el actual esquema.

“La transición hacia un esquema de ofertas no es un cambio radical, sino que Chile tiene y fue pionero en sentar las bases de mercados que fueron emulados en distintos países. Queremos dar un paso más allá y ajustar el sector con las nuevas necesidades tecnológicas”, inició Matías Negrete Pincetic, director del Departamento de Ingeniería Eléctrica y miembro del Centro de Energía UC.

Cabe recordar que la CNE no es la única entidad energética que estudia un cambio en el sector, sino que meses atrás el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) presentó el informe de avance del estudio sobre un diseño de mercado basado en ofertas para el MEM, servicios complementarios y pagos por capacidad, con el propósito de lograr una propuesta para reformar el mercado eléctrico mayorista chileno a corto plazo y analizar cómo incorporar más renovables y almacenamiento de energía en la matriz. 

Por lo que con ese nuevo modelo de mercado, tanto por el propuesto por la CNE y el CEN se busca transitar hacia tecnologías de manera costo-eficiente, que asegure un suministro confiable; a la par de generar incentivos y materializar más inversiones y participación en el sector, principalmente en servicios complementarios (SSCC) y en sistemas de almacenamiento BESS (Battery Energy Storage System).

Para ello, desde Comisión Nacional de Energía y la consultora Vinken-Dictuc proponen dos niveles de transición del mercado actual a la transformación final, siendo la primera un mercado de transición basado en costos mejorado, el cual considera un mercado altamente centralizado, con costos auditados en energía y precios uniformes tanto para energía como SSCC, considerando etapas de vinculación.

Mientras que el segundo nivel es el mercado basado en ofertas, que contempla una transición hacia ofertas en energía y SSCC en base a precio nodales de electricidad con, al menos, una etapa de liquidación vinculante previa, pudiendo considerar intradiarias.

“Pero estos cambios se deben complementar con modificaciones a mecanismos de capacidad y otras instancias de contratación de largo plazo, como por ejemplo herramientas adicionales para la generación de señales de inversión y el favorecimiento de condiciones de competencia”, aclaró Matías Negrete Pincetic.

“Nuestra propuesta es que siga siendo un mercado spot de energía marginalista. Por lo que no supone demasiados cambios a los fundamentos de lo que tenemos en Chile, sino que queremos construir desde ahí”, añadió. 

Por otro lado, director del Departamento de Ingeniería Eléctrica y miembro del Centro de Energía UC planteó que con esa modificación habrá una reducción de vertimientos de energía renovable (a la alza en lo que va del 2024), dado que la vinculancia incentivaría un mejor desarrollo de pronósticos y/o el uso de medidas adicionales que reduzcan incertidumbres asociadas a recursos renovables. 

De modo tal que a continuación se enlistan las principales observaciones del nivel 1 compartidas durante la presentación de la Comisión Nacional de Energía en conjunto con la consultora Vinken-Dictuc:

Los costos de operación del sistema debieran tender a minimizarse en la medida que la operación se base en modelos de co-optimización. Ventanas (horizontes) de optimización permiten un mejor aprovechamiento de los recursos disponibles de generación del sistema.
Etapas vinculantes suponen la asignación de responsabilidades a agentes sobre los costos de desvíos, incentivando una mejora en pronósticos con el propósito de cubrirse de la incertidumbre de la OTR del sistema.
Esto a su vez debiera aportar de igual manera a la reducción de costos de operación del sistema mediante el incentivo a la reducción de variabilidad e incertidumbre (pronósticos).
Etapas intradiarias de mercado y mejores pronósticos permiten a los agentes corregir sus posiciones de mejor forma respecto de etapas previas, y con ello reducir su exposición a impactos producto de desviaciones en etapas posteriores.
Un esquema de liquidación múltiple, incluso bajo un esquema de costos, requiere del monitoreo de agentes con grados de libertad en la participación en el mercado.

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Solarpack avanza en Latinoamérica con un portafolio de 5,246 MW renovables

La expansión de las energías renovables en América Latina está experimentando un auge significativo, y cada vez más empresas buscan posicionarse como un actor clave en este escenario. 

En efecto, Solarpack, reconocida empresa global de energías limpias está liderando esa carrera con el desarrollo de grandes proyectos renovables en la región.

Según el informe de Sostenibilidad recientemente publicado por la compañía, a cierre de 2023, Solarpack contaba con 686 MW (670 MW a fin de 2022) en proyectos en operación, 1.120 MW (681 MW en 2022) en construcción y 17.637 MW en cartera (9.921 MW en 2022).

De esas cifras, 5,246 MW están en Latinoamérica, 7,678 MW en Europa, 3,211 MW en Estados Unidos, 1,271 MW en África y 2,038 en Asia.

Esto refleja un fuerte crecimiento de la compañía respecto al año anterior a nivel mundial y un fuerte interés por América Latina (con especial foco en Chile, Perú, Colombia y Ecuador), siendo esta la segunda región con mayor presencia, después de Europa.

Proyectos en operación y en desarrollo en Latam

Como ya había anticipado Energía Estratégica, en Colombia, Solarpack ha logrado la conexión de dos parques solares con una capacidad total de 252 MWp (CSF Unión y CSF La Mata). 

En Perú, la empresa ya opera dos parques solares de 38 MWp cada uno (Panamericana Solar y Moquegua FV), obtenidos a través de subastas RER del Gobierno Peruano en los años 2009 y 2011. También está llevando a cabo la construcción de la Central Solar Fotovoltaica San Martín en La Joya, Arequipa. Esta cuenta contará con una capacidad de 300 MWp y está programada para entrar en operación en el segundo semestre de 2025.

En Chile, gestiona una flota solar operativa, propia y a través de contratos O&M, que suma 212 MWp.

Además, en Ecuador, está a punto de iniciar la construcción del Parque Solar El Aromo, con una capacidad de 262 MWp.

Resultados financieros en 2023 y objetivos por delante

A través del impacto de toda esta actividad económica, Solarpack generó un valor económico de hasta € 408.608 miles de euros lo cual representó un considerable aumento con respecto al año anterior donde se alcanzaron € 272.302 miles de euros.

En línea con esos resultados, el CEO de la multinacional, Leonardo Moreno, destacó en sus redes sociales: “Este fue un año transformador para la empresa y estamos motivados para compartir más sobre nuestro propósito, nuestro viaje y nuestro progreso hacia nuestros objetivos estratégicos”.

“Nuestro compromiso con la sostenibilidad se extiende más allá de ayudar a nuestros clientes en su viaje hacia la descarbonización. Creemos que el propósito de una corporación es ofrecer valor a todas las partes interesadas, incluidos empleados, proveedores, comunidades y accionistas “, agregó.

Bajo esa premisa, Solarpack fijó el objetivo de alcanzar 8 GW de proyectos renovables contratados, 5,5 GW en construcción y operación, y 45 GW de cartera al 2026, de los cuales un porcentaje grande se desarrollará en Latinoamérica.

“Estamos dedicados a prácticas comerciales responsables que priorizan la gestión ambiental, la responsabilidad social y el gobierno corporativo y estamos orgullosos de desempeñar un papel importante en la aceleración de un futuro libre de carbono para las próximas generaciones“, concluyó Moreno . 

 

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Semáforo de progreso: Panamá registra el avance de su política pública energética

La Secretaría Nacional de Energía (SNE) a través de su Agenda de Transición Energética (ATE) sentó las bases para la sostenibilidad del sector en Panamá. En total son 242 líneas de acción, 61 objetivos y 30 metas de alto nivel las que se comprometieron a lograr.

“Vamos a compartir el avance completo de la ATE en una presentación de cierre que se dará el 27 de junio”, declaró Guadalupe González, directora de Electricidad de la SNE, en exclusiva para Energía Estratégica.

Como anticipo, la SNE inició esta semana el proceso de rendición de cuentas de 3 de las 6 Comisiones de trabajo de la ATE. Y, respecto al progreso exclusivamente de la estrategia de innovación al sistema interconectado nacional, González precisó que ya se dio cumplimiento a un 36% de la estrategia, porcentaje que considera, por ejemplo el lanzamiento de su primera licitación exclusiva para energías renovables y almacenamiento de 500 MW.

«Lo que se ha desarrollado desde la publicación de la estrategia, que fue en diciembre del 2022, llevamos un total de avance de un 36%. Resalto que mucho de lo que se trabajó en este último año es una propuesta legal para modificación de la Ley 6, que toca temas fundamentales para la innovación del sistema interconectado como también algunos temas transversales con la estrategia de generación distribuida», indicó.

Como parte de una reunión de la Comisión Interinstitucional para la Innovación del Sistema Interconectado Nacional y Fortalecimiento Institucional (CINSIF) las autoridades de la cartera energética compartieron un semáforo que ilustra el progreso de esta estrategia de gobierno, indicando los avances y pendientes de implementación que podrá retomar la administración entrante.

En líneas generales, allí se puede observar que esta estrategia cuenta con siete ejes. El primero que trata sobre flexibilidad y almacenamiento registra un 61% de progreso; el segundo sobre inteligencia en las redes de transmisión alcanzó un 50% de avance; el tercero de calidad de la energía tiene 19% de cumplimiento; el cuarto destinado al ajuste de mercado eléctrico alcanzó un 45%; el quinto de la infraestructura de generación va por un 20%; el sexto de educación, investigación, desarrollo e innovación tendría un 21%; y, el séptimo sobre fortalecimiento institucional tiene una ejecución del 45%.

Acceda al detalle al semáforo de progreso de las 18 líneas de acción incluidas en estos siete ejes, a continuación:

PPT CINSIF-3

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La Sociedad Ecuatoriana de Energía Verde promueve proyectos pilotos de hidrógeno y aprovechamiento de biomasa

El interés por impulsar las energías renovables y proyectos de sostenibilidad ha cobrado un papel fundamental en el panorama energético global, y Ecuador no es la excepción.

En este contexto, la Sociedad Ecuatoriana de Energía Verde (SEEV) busca obtener personalidad jurídica este año y convertirse en un actor clave en la difusión y promoción de estas prácticas en el país, con el objetivo de avanzar hacia un futuro más limpio y sostenible.

En conversaciones con Energía Estratégica, Johanna Sánchez, presidenta de la entidad, brinda su visión sobre el trabajo que están realizando para impulsar las energías limpias en Ecuador.

Tenemos grandes expectativas porque vemos un gran potencial para promover el desarrollo sostenible en Ecuador. En línea con la diversidad del país, es necesario aprovechar todos los recursos que tiene y otorgar beneficios a toda la sociedad”, explica.

Y agrega: “Vemos que el sector renovable ecuatoriano habla mucho de la energía solar y eólica pero poco sobre hidrógeno verde y aprovechamiento de biomasa. Por ello, tenemos un equipo multidisciplinario trabajando en la materia para que no se descarten este tipo de tecnologías”.

Según la experta, existe gran cantidad de biomasa que no utilizamos de la cual podríamos producir energía en diferentes sectores económicos. En este sentido, están estudiando los costos según la caracterización de la biomasa para saber que proceso de tratamiento conviene derivar. 

“Tenemos una hoja de ruta para el aprovechamiento de biomasa. Debido a la complejidad de su recolección es recomendable montar empresas de producción cerca de los cultivos. La idea es aprovechar la energía en los sitios aledaños donde hay mayor concentración y evitar los costos asociados al transporte”, señala. 

Por su parte, Sánchez explica que también han desarrollado informes que calculan la viabilidad de la producción del hidrógeno verde a través de proyectos pilotos en las diferentes plantas hidroeléctricas que han quedado obsoletas.

“La Asociación de H2 está creciendo fuertemente y trabaja en mejorar su hoja de ruta. Ecuador está muy atrasado en el desarrollo del hidrógeno pero ya estamos en camino. Por eso, con los aportes de nuestros expertos buscamos contribuir a que se puedan diseñar plantas de esta naturaleza en Ecuador”, argumenta.

Según la especialista, muchas ideas valiosas provenientes de las universidades “se pierden en tesinas” y no logran tener la trascendencia que se merecen. Para evitar esto, desde SEEV se propusieron identificar y difundir los proyectos de éxito y crear sinergias entre toda la cadena de energías limpias.

“Buscamos articular el trabajo de la academia, con el sector público y privado para que los proyectos de laboratorio pasen a ser piloto y continuen escalando. El objetivo es contribuir a que Ecuador alcance los objetivos de energía sostenible”, afirma.

Cabe destacar que desde diciembre del 2023, Sociedad Ecuatoriana de Energía Verde avanza en las gestiones para obtener la vida jurídica. En este momento, están a la espera de las observaciones del Ministerio de Ambiente para consolidar la sociedad y esperan lograrlo este año.

 

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Energizando el Futuro: ON, Partner de Huawei Digital Power, Iluminando Centroamérica y el Caribe

La misión de ON es clara: proporcionar soluciones de energía fotovoltaica en la región, que no solo reduzcan la huella de carbono, sino que también impulsen el desarrollo económico, el ahorro y la eficiencia en todos los países donde operan, cubriendo todo el mercado desde soluciones de generación distribuida hasta gran escala.

Como VAP (Value Added Partner) de Huawei Digital Power, ON ha logrado grandes resultados a nivel regional y ha visto cómo los clientes eligen a Huawei como primera opción en sus proyectos fotovoltaicos. ON ha conseguido un crecimiento constante, alcanzando cerca de 900 MW en soluciones entregadas en la región.

Ecosistema de Canales

Un elemento clave del éxito de ON es el ecosistema de distribuidores en toda la región. Estos aliados locales no solo facilitan la expansión de la marca en nuevos mercados, sino que también desempeñan un papel crucial en la integración de las soluciones fotovoltaicas con inventario y soporte técnico en cada país.

Cada Vez Más Instaladores Certificados en la Región

Cada año, ON brinda entrenamientos a cientos de instaladores en toda la región, otorgándoles conocimientos técnicos y prácticos para implementar las mejores soluciones fotovoltaicas que Huawei Digital Power ofrece a través de su marca Fusionsolar. Cuentan con una extensa red de instaladores certificados en toda Centroamérica y el Caribe.

Un Futuro Brillante

A medida que el mundo avanza hacia una economía baja en carbono, ON, Partner de Huawei Digital Power, está liderando el camino hacia un futuro más brillante y sostenible. Con su compromiso con la innovación, la sostenibilidad y la colaboración, está más que demostrado que es posible generar energía de manera limpia, rentable y socialmente responsable en Centroamérica y el Caribe.

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Ginlong (Solis) Technologies y TÜV Rheinland Anuncian Alianza Estratégica durante Intersolar 2024

Ginlong (Solis) Technologies, el tercer fabricante de inversores fotovoltaicos más grande del mundo, ha anunciado un acuerdo de trabajo estratégico con TÜV Rheinland (Shanghai) Co., Ltd., el principal organismo de investigación y pruebas de la industria. Esta alianza reúne a dos líderes en tecnología e innovación, unidos por su visión de excelencia dedicada en pruebas y certificación.

Alianza Estratégica para Impulsar la Mejora Continua en Tecnología

La asociación verá a ambas empresas colaborando estrechamente para lograr su objetivo común de «Usar el Poder de la Tecnología para Promover la Energía Limpia como la Fuente Principal de Energía Global.» La colaboración se centrará en la estandarización e innovación en la industria de energía fotovoltaica y almacenamiento de energía. Ambas compañías promoverán consistentemente la calidad, la innovación y la excelencia dentro de la industria.

La Srita. Lu Hefeng, Vicegerente General de Solis, y el Sr. Li Weichun, Vicepresidente de Servicios y Productos de Electrónica con Potencia Global en TÜV Rheinland, representaron a sus respectivas organizaciones para firmar el acuerdo de cooperación estratégica. Juntos, buscan promover el desarrollo sostenible y de alta calidad de la industria fotovoltaica. La Sra. Hefeng comentó sobre la alianza, afirmando: «Solis está comprometida con la producción de productos seguros, confiables e innovadores a nivel mundial. Esta asociación es un testimonio del enfoque inquebrantable de la compañía y la dedicación del equipo global a la mejora continua. Esperamos promover conjuntamente nuestra visión de asegurar que la energía verde se convierta en la fuente principal de energía en nuestro mundo.»

Certificación VDE 4130: Presentación Oficial del Inversor de 255kW para Escala de Servicios Públicos

En el stand de Solis, TÜV Rheinland y el equipo de Utility de Solis celebraron la entrega oficial del certificado VDE 4130 para el inversor de alto voltaje Solis-(215-255)K-EHV-5G-PLUS, una certificación crítica para instalaciones solares en Alemania y muchos otros países europeos. Esta serie de inversores maximiza el rendimiento de las plantas de energía fotovoltaica a partir de paneles solares de alto rendimiento, incluidos los bifaciales, y cuenta con un diseño sin fusibles, así como protección IP66.

También cuenta con una topología de 14 MPPT/12 MPPT, una eficiencia máxima del 99% y soporta una relación DC/AC del 200%. También se presentó durante la exposición el modelo 350k, que ofrece hasta un 99% de eficiencia, 12/16 MPPTs, 32 entradas, una corriente de cadena de 20A y soporta una relación DC/AC del 150%. La robusta construcción de ambos inversores los hace ideales para los entornos desafiantes que a menudo se encuentran en proyectos a escala de servicios públicos en todo el mundo.

Seguridad Energética, Costo de Vida y Ciberseguridad Dominan la Conversación

Desde instalaciones de balcón (hagalo usted mismo) y soluciones de almacenamiento comercial e industrial (C&I) hasta integración de software inteligente y debates sobre ciberseguridad, el equipo disfrutó de una gran cantidad de conversaciones que abarcaron todos los sectores del panorama solar.

Durante la feria, Solis presentó su S6-GR1P(0.8)K-UM, un inversor compacto para balcones diseñado pensando en el mercado alemán, que no decepcionó. Tan compacto y ligero como un libro, este inversor fácil de instalar es adecuado para diversas configuraciones y aplicaciones de módulos fotovoltaicos, incluyendo balcones, terrazas, garajes y proyectos al aire libre, proporcionando una solución fácil de usar para una vida sostenible.

También recibió mucha atención la última gama de inversores híbridos de Solis. Los visitantes vieron de primera mano los inversores S6-EH3P(8-15)K-L, S6-EH3P(12-20)K-H y S6-EH3P(30-50)K-H. Compatibles con modelos de baterías de marcas globales como BYD, LG Energy Solutions, Dyness y Pylon Tech, estos inversores ofrecen flexibilidad en la elección del sistema y ayudan a los propietarios y empresas a ahorrar en sus costos de energía.

Aunque los inversores en sí mismos atrajeron una atención significativa, la plataforma de puesta en marcha y monitoreo en línea, SolisCloud, también se destacó. Esta plataforma permite a instaladores, proveedores de operación y mantenimiento (O&M) y propietarios de sistemas gestionar sus instalaciones Solis sin problemas. Los diagnósticos avanzados proporcionan detección de fallos a nivel de cadena para una solución de problemas precisa y un tiempo de inactividad mínimo.

Se pueden gestionar múltiples sistemas en plantas residenciales, comerciales y a escala de servicios públicos. Los propietarios de sistemas se benefician de ver el impacto sostenible de su inversión a través de datos mostrados, incluyendo emisiones de carbono ahorradas, árboles equivalentes plantados, rendimiento del sistema y ganancias. SolisCloud es completamente cyber seguro conforme a los estándares de la Ley de Seguridad de Productos e Infraestructura de Telecomunicaciones (PSTI), asegurando a los clientes que sus datos están protegidos y seguros.

Para consultas de medios europeos – Claire Gardner (claire@solisinverters.com)

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Ya están disponibles las entradas Early Bird para el megaevento de FES Colombia

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

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

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

ADQUIRIR ENTRADAS

Serán dos jornadas de intenso debate en torno a temas de gran relevancia, tales como la visión de CEOs sobre el futuro energético de Colombia, las prioridades de política energética en la región Andina; estado de la energía solar; la apuesta del sector renovable por la innovación tecnológica y la eficiencia; Estrategias de inversión, financiación y logística de proyectos renovables; las oportunidades del hidrogeno verde, generación distribuida y almacenamiento como aliados clave de la transición energética, entre otros.

Para debatir estos temas, ya confirmaron su participación autoridades de gobierno, organismos reguladores, distribuidores, entidades financieras, fabricantes, desarrolladores y generadoras de proyectos de tecnología eólica, solar e hidro.

En efecto, dirán presente destacadas figuras tales como Adrián Correa, Director General de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME); Raul Lancheros, Director de Asuntos Sectoriales de Acolgen; Mónica Gasca, presidenta de la Asociación Colombiana de Hidrógeno (H2 Colombia);  Carlos Javier Rodríguez, Country Manager de Enerfin y Álvaro Villasante, vicepresidente de Gestión Comercial e Innovación del Grupo Energía Bogotá (GEB).

También participarán: Héctor Nuñez, North Latam Director de Sungrow; Mayron Morales, Sales Manager Colombia de Seraphim; Omar Ávila, Regional Sales Manager de Runergy; Jessica Ordoñez, Directora de Sostenibilidad de Invest in Latam; Oliver Quintero, Key Account Manager de Sungrow; Nicholas Serrano, Technical Manager Latam -de Seraphim; Sebastián Castañeda Arbeláez, Vicepresidente de Crecimiento y Desarrollo de Negocios de ISA; Natalia García, CEO de Enermant; Juan Carlos Badillo, Managing Partner de AtZ Investment Partners; Carlos Javier Rodríguez, Country Manager Colombia de Enerfin, entre otros portavoces.

En línea con esta convocatoria de lujo, disertantes de envergadura se subirán al escenario para formar parte de los paneles de debate y cientos de asistentes podrán participar en los más sofisticados espacios para networking.

¡No te pierdas la oportunidad de asistir al megaevento!

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

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Quedará desierta otra licitación de ampliación de la transmisión eléctrica en Chile

Quedará desierta la re-licitación para la construcción de obras de ampliación bajo Artículo N°157 del reglamento de los sistemas de transmisión y de la Planificación de la Transmisión, por parte del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile. 

El Coordinador sólo abrió las propuestas por parte de EQUANS (ex CAM Chile – empresa del grupo Engie) ya que fue la única entidad que presentó las ofertas administrativas y técnicas, puntualmente para el grupo N°2 de la convocatoria y 3 ofertas individuales asociadas a las obras del grupo mencionado. 

Pero los precios ofertados por la compañía quedaron por encima del valor máximo de las ofertas (17.025.525) y del margen de reserva (USD 17.876.802) que determinó la Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile el mismo día de la apertura de sobres. 

¿Por qué? EQUANS propuso un monto total de USD 21.407.092 para la infraestructura del grupo N°2, que contemplaba el tendido segundo circuito línea 2×110 kV Agua Santa – Placilla, la extensión de la línea de transmisión 1×66 kV Las Piñatas – San Jerónimo y un nuevo transformador en la subestación eléctrica La Calera. 

Mientras que todas sus ofertas económicas individuales asociadas a dicho grupo también quedaron por encima del precio techo impuesto por la Comisión Nacional de Energía de Chile. : 

Tendido segundo circuito línea 2×110 kV Agua Santa – Placilla (USD 2.911.282 más que el margen de reserva)
Extensión de línea 1×66 kV Las Piñatas – San Jerónimo (USD 591.223 por sobre que el precio techo)
Nuevo transformador en subestación eléctrica La Calera (USD 1.435.226 por arriba del umbral de inversión previsto)

A partir de ello, el Coordinador Eléctrico Nacional deberá realizar la evaluación económica y emitir las actas respectivas, pero todo indica que nuevamente no se adjudicará la construcción de ninguna de las obras de transmisión licitadas. 

Y cabe recordar que, previamente, el grupo N°1, integrado por el «aumento de Capacidad Línea 1×66 kV Monterrico – Cocharcas» y la «ampliación de Capacidad Línea 1×66 kV Charrúa – Chillán» quedó desierto a pesar que el llamado se publicó en octubre del 2023.

El sector eléctrico del país no fue ajeno a dicha situación y dejaron el interrogante de si realmente habrá una nueva licitación al respecto y si los precios previstos por la CNE son acordes o si debería aumentar el umbral. 

“Quizás están atrasadas las referencias de la Comisión tras los últimos años de vaivenes en cuanto a los propios proyectos, precios, riesgos y plazos de construcción de las obras”, planteó una fuente cercana a este portal de noticias. 

“De todos modos, que resulte desierta una convocatoria de esta índole puede impactar negativamente en otros ámbitos del sector energético y de continuidad de licitaciones similares”, agregó.

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Sungrow sostiene que combinar fotovoltaica o eólica con almacenamiento ya es atractivo financieramente

México se encuentra evaluando una propuesta regulatoria para incorporar Sistemas de Almacenamiento de Energía Eléctrica (SAE). El anteproyecto de acuerdo presentado por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) ya recibió 54 comentarios de partes interesadas en aplicar mejoras al documento y a principios de mes emitió un Dictamen preliminar para dar lugar a su implementación.

Desde el sector privado, desarrolladores, inversionistas y tecnólogos siguen de cerca el avance de esta iniciativa regulatoria que promete establecer las condiciones generales bajo las cuales realizar la integración de SAE al Sistema Eléctrico Nacional, a fin de que se realice de manera ordenada y económicamente viable.

Durante la primera edición de Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), Sungrow se refirió a los avances de la tecnología que permiten que hoy la industria ofrezca productos y soluciones competitivas para SAE.

“La tecnología ya es factible el punto de vista de costo. Combinar fotovoltaica o eólica con almacenamiento desde ya sería atractivo financieramente hablando”, sostuvo Héctor Núñez, jefe de ventas para el norte de Latinoamérica de Sungrow.

El referente de Sungrow, que participó en un panel de debate de FES Mexico en abril de este año 2024, aseguró que en el mercado mexicano existe mucho interés tanto para el despliegue de nuevos proyectos de generación de gran escala con almacenamiento como para la integración de almacenamiento en centrales existentes.

“Puedes dejar listo todo para que a posterior se tenga almacenamiento. Ya nosotros tenemos la opción del acoplamiento en DC; pero si no, si ya tienes el proyecto pues haces un acoplamiento en AC en las redes o en la subestación y simplemente te acoplas a ese almacenamiento”, explicó.

Para dar respuesta a los requerimientos de desarrolladores de estos proyectos, Sungrow trabajó en soluciones más compactas con mayor densidad energética. Es así que cuenta por ejemplo con un contenedor de 20 pies para 5 MWh de baterías que garantizan mayores eficiencias al costo más competitivo frente a otras alternativas como pueden ser las térmicas. De hecho, Nuñez reconoció que en el segmento utility ya tiene GW ofertados en México.

“Ya es factible completamente tener una planta fotovoltaica con almacenamiento y que el valor de esa combinación sea menor que una planta térmica incluido almacenamiento; con lo cual, si un temor está asociado a tener esa intermitencia de las renovables yo creo que esta tecnología hoy en día ya factible desde el punto de vista de costo”, insistió Héctor Núñez, jefe de ventas para el norte de Latinoamérica de Sungrow.

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Tierra del Fuego presentó las condiciones necesarias para concretar proyectos de hidrógeno verde en la provincia

El gobierno de la provincia de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur presentó los resultados de estudios ambientales y avances hacia la licencia ambiental y social, destinado a presentar oportunidades de inversión en energías renovables e hidrógeno verde. 

Las autoridades fueguinas dieron a conocer que, para llevar adelante un proyecto de H2V económicamente viable, se requiere 1000 MW de capacidad eólica repartida en aproximadamente 140 40 aerogeneradores 7 MW de potencia, para generar alrededor de 80000 toneladas/año de H2.

La superficie requerida es 50000 hectáreas para los equipos generación (aerogeneradores y red de transmisión) y 20 hectáreas para la planta industrial, que abarca el proceso de electrólisis, sistemas de almacenamiento de H2 y de transporte del mencionado vector energético.

“Cuando se realizó el primer estudio de vientos para comprobar nuestra potencialidad para producir energías renovables obtuvimos excelentes resultados, ubicándonos como una de las mejores regiones del país y del mundo para desarrollar la industria del hidrógeno verde”, subrayó Gustavo Melella, gobernador de la provincia.

“También debíamos comprobar la rentabilidad de un negocio de estas características y concluimos que era perfectamente viable. En ese momento el sector privado que empuja mucho en nuestra provincia se puso a trabajar también para avanzar en la infraestructura necesaria”, agregó.

El generador pensado es un aerogenerador onshore V162-6.2 MW fabricado por Vestas, que alcanza los 206 metros de alto y 162 m de diámetro de rotor, sumado a que sus entran dentro del programa de ser 100% reciclables y están enmarcados en la plataforma denominada EnVentus; presentada a principios del 2023 para Argentina y Latinoamérica (ver nota)

Mientras que en lo referido a las cifras clave para asegurar la viabilidad económica, la consultora  Ambiente y Territorio SA (encargada del estudio) asumió costos nivelados de energía (LCOE) de USD 20 MWh, y un costo de producción de hidrógeno (LCOH) de USD 2 / kg H2. 

“Los costos de producción deben tener esos valores para ser competitivos a nivel mundial. Y tras ello, bajamos a cuenta cuánto necesitamos para generar energía a esos costos; es decir para cumplir esos dos requisitos de valor final de producción”, complementó Nicolás García Romero, consultor de Ambiente y Territorio SA.

“Para un proyecto de H2V será necesario construir líneas de transmisión en extra alta tensión de 500 kV o superiores, considerando que cada una puede transmitir aproximadamente 1000 MW”, añadió durante el acto inaugural de las jornadas “Hidrógeno verde: inversiones sostenibles en Tierra del Fuego y Patagonia”,

Continuidad del proceso

Esta no es la primera vez que la provincia de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur da a conocer un estudio similar, sino que a mediados del año 2022 presentó su Plan Estratégico para el desarrollo del Hidrógeno, denominado “Hidrógeno TDF, nace una nueva economía regional”. 

En aquel entonces detalló que se obtuvieron factores de capacidad eólica superiores al 55% en los casos analizados y se convalidó la disponibilidad de tierras para desarrollar de 6 a 10 GW capacidad de proyectos onshore de H2V. 

Mientras que los resultados de prefactibilidad económica indicaron que el rango actual 2022 del costo nivelado eólico para TDF oscila entre 23,1 a 52,1 dólares por MWh, es decir por encima del target ideal. Pero que a 2050, el LCOE podría disminuir hasta alcanzar de 15,5 a 21,9 USD/MWh.

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Con la llegada de Intersolar, Tongwei ha batido dos récords mundiales con sus módulos THC y TNC

Del 19 al 21 de junio, Tongwei presentará sus productos de las series THC-G12 y TNC-G12/G12R en la feria Intersolar Europe 2024. Los módulos THC-G12 y TNC-G12 que se exhibirán en esta ocasión han roto recientemente dos récords mundiales, destacando una vez más la extraordinaria capacidad de Tongwei en el campo de la tecnología de módulos de alta eficiencia.

Para satisfacer la creciente demanda global de módulos, Tongwei, con el objetivo de garantizar el suministro, ha asegurado el control sobre el suministro de los materiales esenciales para la energía fotovoltaica y ha establecido con éxito una cadena industrial completa de energía fotovoltaica con derechos de propiedad intelectual propios. Logrando resultados notables en las áreas de cadena de suministro verde, cadena de suministro baja en carbono y cadena de suministro responsable.

Actualmente, Tongwei cuenta con 4 empresas de gestión de la cadena de suministro verde a nivel nacional y ha obtenido 21 certificaciones de huella de carbono. Además, ha establecido un grupo de trabajo especial para la trazabilidad de la cadena de suministro, demostrando su compromiso con la protección del medio ambiente, el desarrollo sostenible y la garantía de suministro de productos.

Durante la exposición Intersolar, Tongwei presentará con gran solemnidad su Informe ESG 2023 a nivel mundial, aumentando así la transparencia de su cadena de suministro y garantizando la provisión de módulos más seguros y confiables para los consumidores.

Actualmente, Tongwei está llevando a cabo la ejecución ordenada de un proyecto de silicio industrial en el ámbito de los materiales verdes, con previsiones de comenzar la producción a finales de 2024. Además, en el campo del silicio monocristalino de alta pureza, Tongwei ha logrado una posición significativa en el mercado.

En 2023, Tongwei obtuvo un aumento interanual del 50,79% en las ventas de silicio monocristalino de alta pureza, superando el 25% de participación en el mercado. Su capacidad de producción actual alcanza las 450.000 toneladas, posicionándose como líder mundial en participación de mercado y volumen de envíos.

Además, Tongwei ha logrado avances significativos en áreas como la producción de barras de silicio, el corte de láminas de silicio, entre otros aspectos. La capacidad actual de producción de barras de silicio y láminas de silicio es de 20 gigavatios (GW) respectivamente, lo que permite proporcionar las materias primas de manera más estable y confiable para los módulos de Tongwei.

En el ámbito de las células solares de alta eficiencia, Tongwei ha mantenido su posición como el mayor exportador mundial durante siete años consecutivos, con una capacidad de producción actual de 95 gigavatios (GW). Gracias a su enfoque en la integración vertical, Tongwei se beneficia de economías de escala, control de calidad y gestión de materias primas.

Esto posiciona a los módulos de Tongwei de manera más competitiva en el mercado global, con una capacidad de producción actual de 75 gigavatios (GW). En 2023, las ventas de módulos de Tongwei aumentaron un 292,08% en comparación con el año anterior, lo que llevó a que su volumen de envíos se ubicara entre los cinco principales a nivel mundial.

El gen de innovación de Tongwei: liderando la tendencia con módulos eficientes

En base a garantizar una cadena industrial sólida, Tongwei ha logrado avances significativos en I+D de tecnología fotovoltaica y módulos. En la ruta tecnológica de tipo N, Tongwei ha optado por desarrollar simultáneamente las tecnologías TOPCon y HJT, al tiempo que lleva a cabo investigaciones en IBC, perovskita y células solares en paralelo.

En abril de 2024, los módulos TNC-G12R de Tongwei comenzaron su producción en masa, y los módulos de gran formato han entrado en una fase de suministro completo, demostrando una fuerte capacidad de producción y una rápida respuesta a la demanda del mercado. Además, en tan solo cuatro días desde su lanzamiento oficial, los módulos de alta eficiencia TNC-G12 de Tongwei han logrado una producción y envío a gran escala.

En mayo de 2024, los módulos THC-G12, con un tamaño estándar de 2384 x 1303 mm, alcanzaron una potencia máxima de salida de 765,18 W y una eficiencia de conversión fotovoltaica del 24,63% (certificado por TÜV SÜD). Además, los módulos de alta eficiencia TNC-G12 desarrollados por Tongwei alcanzaron una potencia máxima de salida de 743,2 W y una eficiencia de conversión fotovoltaica del 23,93% (certificado por TÜV Rheinland). Desde 2023, este es el octavo récord mundial de potencia para módulos de heterounión establecido por Tongwei y el tercer nuevo máximo de potencia logrado en los productos de la serie TNC.

A través de su tecnología, productos y una completa integración de la cadena industrial, Tongwei demostrará en la feria Intersolar Europe 2024 a los usuarios de todo el mundo su firme compromiso con el suministro de materias primas y la garantía de calidad en la producción de productos fotovoltaicos, destacando su fortaleza como líder de la industria.

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Distribuidoras eléctricas disponen convenios de pago especiales para clientes vulnerables

Con el objetivo de ir en apoyo de los clientes en situación de vulnerabilidad que se encuentran  morosos en sus cuentas de electricidad, es que las empresas distribuidoras eléctricas asociadas a Empresas Eléctricas AG. han dispuesto de condiciones especiales de convenios de pago para este  segmento de usuarios

Esto incluye a las empresas CGE, Chilquinta, Enel Distribución, Empresa Eléctrica de Puente Alto,  Saesa, Energía de Casablanca, Compañía Eléctrica del Litoral, LuzLinares, LuzParral, Edelmag, Frontel, Luz Osorno y Edelaysen. 

En concreto, los clientes que se encuentren dentro del 40% más vulnerable de la población, de  acuerdo al Registro Social de Hogares (RSH), y que puedan acreditar ser dueño/a de la propiedad  o tener la autorización del propietario/a para suscribir convenios, podrán optar a condiciones  especiales de convenio: 

Convenio de hasta 6 cuotas con 0% de interés y pie de hasta 10%. 
Convenio de hasta 48 cuotas con hasta 10% de interés anual y pie de hasta 10%. 

“Hoy existen cerca de 600 mil clientes que se encuentran en condición de morosidad en el pago de  sus cuentas de electricidad y que presentan dificultades para ponerse al día. Entendemos que  muchos de ellos se encuentran dentro del 40% más vulnerable de la población, por lo que las  empresas han dispuesto condiciones especiales para facilitar que estos clientes puedan ponerse al  día”, señaló el director ejecutivo de Empresas Eléctricas AG, Juan Meriches

Con todo, para conocer las opciones específicas de convenios de pago disponibles, los clientes  deben comunicarse directamente con su empresa distribuidora de electricidad, a través de los sitios  web de cada compañía o visitando sus oficinas comerciales. 

“Esta iniciativa también busca que las familias más vulnerables puedan regularizar su situación de  morosidad eléctrica y así, de paso, puedan optar a recibir el beneficio del subsidio eléctrico que  entrega el Estado, para lo que se requiere estar con la cuenta al día”, puntualizó Meriches.

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Las instalaciones solares mundiales casi se duplicarán pero dejarán a las economías emergentes en la oscuridad

Las instalaciones solares anuales mundiales casi se duplicaron en 2023, con un crecimiento del 87% respecto al año anterior. El año trajo 447 GW de nueva energía solar en comparación con los 239 GW instalados en 2022.

Las nuevas instalaciones solares de 2023 cubrirían más de la mitad de las necesidades eléctricas anuales de la India o más que el consumo total de Brasil. En comparación con Europa, las instalaciones anuales superarían el consumo total de electricidad anual de Suecia, Países Bajos, Bélgica, Finlandia, Chequia, Austria, Portugal y Grecia, combinados.

La publicación anual Global Market Outlook for Solar Power 2024-2028 de SolarPower Europe revela tasas de crecimiento no vistas en más de una década, desde 2010, cuando el mercado solar mundial era solo el 4% de lo que es hoy.

Leer el informe

La energía solar sigue disparando entre sus colegas renovables, instalando el 78% del total de energía renovable instalada en todo el mundo en 2023. Esto se refleja en el informe IEA World Energy Investment (WEI) 2024, que demuestra que la inversión en energía solar fotovoltaica en 2023 supera todas las otras fuentes de energía combinadas.

Walburga Hemetsberger, directora ejecutiva de SolarPower Europe, afirmó : “El mundo realmente ha entrado en su era solar. El cielo ya no es el límite. Hasta dónde puede llegar la energía solar estará determinado por el acceso global equitativo a la financiación y la voluntad política para ofrecer sistemas energéticos flexibles y adecuados a la realidad renovable”.

Los 10 principales mercados representan el 80 % de las instalaciones solares mundiales en 2023*, y la clasificación proviene desproporcionadamente de las economías avanzadas. Si bien el número de mercados solares avanzados (que instalan al menos 1 GW al año) creció en 2023 hasta llegar a 31 países** (frente a 28 en 2022), la lista no incluye en gran medida a las economías emergentes. Según el informe WEI 2024, el gasto en energía limpia en las economías emergentes y en desarrollo solo representa el 15% de la inversión total en energía limpia en todo el mundo. Es necesario invertir 12 billones de dólares para alcanzar el objetivo de la COP28 de triplicar las energías renovables para 2030; la energía solar alcanzará la mitad de este objetivo.

De cara al futuro, se espera que el mundo alcance más de 2 TW de capacidad solar total este año, después de haber alcanzado solo el nivel de 1 TW en 2022. Sin embargo, entre 2024 y 2028, se espera que el crecimiento interanual se desacelere en frente a altas tasas de interés, una crisis energética resuelta (por ahora) y redes en todo el mundo luchando por mantenerse al día con la demanda de energías renovables.

Michael Schmela, Director de Inteligencia de Mercado de SolarPower Europe, afirmó: “Es sólo una pequeña parte de la historia que se repite: el mundo revisa al alza sus estimaciones solares y podemos vislumbrar el enorme potencial de la energía solar. Para 2028, podríamos estar instalando más de 1 TW de energía solar al año. Ahora se trata de establecer objetivos acordes con la realidad y abordar los desafíos familiares ( permisos, regulaciones que permitan modelos comerciales rentables y la nueva frontera): la flexibilidad del sistema , a través de grandes cantidades de capacidades de almacenamiento de baterías. El sector está preparado para ofrecer un sistema energético descarbonizado, y los responsables políticos deben darse cuenta de que la solución climática y de seguridad energética está a sus puertas”.

Por ahora, parece que China determinará la tasa de crecimiento solar mundial, aunque sigue siendo uno de los mercados más dinámicos y difíciles de predecir. Solo en 2023, China instaló el 57% de la capacidad global (253 GW), equivalente a los niveles instalados a nivel mundial en 2022. En el lado manufacturero, un aumento masivo de la capacidad ha provocado caídas de precios de los paneles solares de alrededor del 50% el año pasado. y una creciente consolidación de la industria manufacturera solar en el país.

Sonia Dunlop, directora ejecutiva del Global Solar Council, dijo: “China continúa marcando el ritmo de la transición solar global. Pero para mantener vivo el 1,5°C, es más importante que nunca que nos mantengamos unidos como industria. Ningún país o empresa puede lograr este objetivo por sí solo. Debemos trabajar juntos para construir nuevos mercados con potencial sin explotar, crear cadenas de suministro justas y resilientes e inyectar enormes cantidades de financiación para que la energía solar lidere la transición energética”.

Para comprender mejor los desarrollos solares en China, el informe de este año cubre el país en un capítulo dedicado, proporcionado por el Consejo Solar Global y su miembro, la Asociación China de Industrias de Energía Renovable (CREIA).

Lanzado anualmente en Intersolar Europe en Munich, el Global Market Outlook for Solar Power se produce en asociación con el Global Solar Council.

Notas

Para comparar las instalaciones anuales con el consumo de electricidad en varios países, utilizamos un factor de capacidad del 17%, según lo estimado por la Agencia Internacional de Energías Renovables. Un factor de capacidad es la relación entre la producción de energía real de un sistema de energía solar durante un período determinado y la producción de energía máxima posible si el sistema funcionara a plena capacidad de forma continua durante ese período. Los datos sobre el consumo de electricidad en los países mencionados se extraen de los datos de 2021 de India y Brasil a través de la Administración de Información Energética de EE. UU., mientras que los datos europeos son de 2023 y Ember.

Los 10 principales mercados solares en 2023

País
Instalaciones 2023

Porcelana
253 GW

Estados Unidos
32,4 GW

Brasil
15,4 GW

Alemania
15,0 GW

India
12,5 GW

España
8,9 GW

Japón
6,2 GW

Italia
5,2 GW

Australia
5,1 GW

Países Bajos
4,9 GW

 

**Mercados a escala de 31 GW en 2023

País
Instalaciones 2023

Porcelana

253 GW

Estados Unidos

32,4 GW

Brasil

15,4 GW

Alemania

15,0 GW

India

12,5 GW

España

8,9 GW

Japón

6,2 GW

Italia

5,2 GW

Australia

5,1 GW

Países Bajos

4,9 GW

Polonia

4,6 GW

Sudáfrica

3,2 GW

Francia

3,2 GW

Emiratos Árabes Unidos

3,1 GW

Corea del Sur

3,0 GW

Pavo

2,7 GW

Taiwán

2,7 GW

Austria

2,7 GW

Suecia

2,0 GW

Arabia Saudita

1,9 GW

Bélgica

1,9 GW

Reino Unido

1,8 GW

Chile

1,6 GW

México

1,7 GW

Grecia

1,6 GW

Hungría

1,6 GW

Suiza

1,5 GW

Portugal

1,5 GW

Rumania

1,5 GW

Pakistán

1,3 GW

Bulgaria

1,2 GW

Tenga en cuenta que estas cifras se basan en los modelos de SolarPower Europe, que se basan en varias fuentes diferentes.

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Ministerio de Minas y Energía celebra aprobación en primer debate de la creación de Ecominerales

El día de ayer, con amplia mayoría, la Comisión Primera de la Cámara habilitó el debate para darle vida a Ecominerales, una empresa industrial y comercial del Estado, con la que se pretende:

Que el Estado dinamice la competencia en el sector minero formal, con el propósito de que la actividad del sector mejore en eficiencia y productividad, cuidando los valores asociados a la sostenibilidad.
Generar condiciones de seguridad territorial en zonas de actividad minera, al promover competencia legal, asociatividad y formalización.
Impulsar un proceso de industrialización y crecimiento al trabajar de la mano con asociaciones mineras, generando mayores ingresos que aportan al nivel territorial.

Ecominerales es una empresa que responde a la necesidad de impulsar una nueva política minera en Colombia, eficiente, ordenada, económicamente rentable, respetuosa de la soberanía, y en la que Estado y el sector privado puedan trabajar conjuntamente en el desarrollo de prácticas para promover la seguridad territorial, la industrialización y la competencia entre las empresas que hacen parte del sector.

Así, Ecominerales logrará potenciar la minería formal e impactar en el crecimiento para fortalecer la industrialización del país para el desarrollo territorial buscando acabar los altos niveles de informalidad e ilegalidad; reduciendo los niveles de conflictividad social en torno a las prácticas mineras, promoviendo seguridad y orden en los territorios; impulsando el compromiso ambiental; fortaleciendo el recaudo de regalías, el canon superficiario y otros ingresos; facilitando la gobernabilidad territorial; aumentando el valor de la exportación de bienes primarios; mejorando las condiciones de vida de la población minera a través de la formalización y la articulación de nuevas formas de crecimiento económico.

Adicionalmente, Ecominerales logrará los objetivos anteriores “planificando, impulsando las tecnologías limpias, y promoviendo el comercio justo”, aseguró el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho Morales.

Así mismo, tal y como quedó claro en la ponencia que se aprobó en el primer debate del proyecto, durante el debate en Comisión el Ministerio insistió en que Ecominerales:

Será una empresa pública que participa del mercado
Buscará competir con otras empresas para aumentar la eficiencia
Permitirá permitirá mayores ingresos al Estado y al sector minero.
Ordenará, promoverá y dará garantías de estabilidad jurídica a la Inversión Privada.
No otorgará títulos, ni hará el recaudo de regalías y desarrollará sus actividades de acuerdo con la normativa minera vigente.

Con la Creación de Ecominerales, el Ministerio de Minas y Energía impulsa una decisión más para ordenar y planificar la minería en Colombia y para que el Estado pueda recuperar y generar mayores recursos en el marco de un capitalismo responsable

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Solicitan una nueva subasta por Cargo de Confiabilidad para antes de fin de año en Colombia

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

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

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

Uno de ellos, es Miguel Lotero, ex viceministro de Energía de Colombia y experto en la formulación de políticas públicas para el sector minero energético, quien en exclusiva con este medio advierte que urge en Colombia el lanzamiento de una nueva Subasta de Cargo por Confiabilidad para antes de que finalice el año.

De acuerdo al experto, en lugar de una subasta de renovables como las últimas dos que se llevaron adelante en 2019 y 2021, se necesita que el gobierno lance un cronograma de cuándo será la próxima subasta por cargo de confiabilidad para que los inversionistas de los proyectos se puedan preparar.

¿Qué te pareció la subasta por cargo de confiabilidad?  ¿Crees que los proyectos adjudicados son los suficientes para hacer frente a la demanda del 2026 y 2027?

En la subasta por el Cargo por Confiabilidad vimos que había una necesidad por un estrés que se generó por el aumento de demanda debido al crecimiento económico del país.

En esa misma tasa se necesitan ampliar los proyectos de generación que entregan energía al sistema. En el análisis de demanda que hizo la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), estimó una demanda aproximada de 264 GW/h año para el periodo 2027 y 2028. Por eso se hizo la subasta de cargo por confiabilidad a principios de este año la cual era necesaria.

De esos 264 GW/h año, solo se alcanzaron a asignar 249 GW/h año. Eso es una señal importante de que no se logró cubrir toda la demanda de energía en firme para ese periodo. Por ende, es necesario hacer otra subasta por cargo por confiabilidad para poder cubrir las obligaciones de energía en firme.

¿Crees que además de este mecanismo, se necesitan más subastas de renovables como las que se han hecho en el pasado para la ejecución de nuevos proyectos?

Desde mi punto de vista, lanzar subastas dedicadas a renovables como las dos que hizo el gobierno anterior en 2019 y 2021 para asignar contratos a largo plazo y viabilizar proyectos, requiere un análisis mucho más profundo. 

Hoy en Colombia hay dos herramientas que funcionan permanentemente: los de asignación de contratos para renovables de largo plazo establecidos en la bolsa mercantil de Colombia y un mecanismo que se llama Derivex que también sirve para cumplir posiciones a corto y mediano plazo en el mercado de energía mayorista con contratos.

Los comercializadores saben gestionar portafolio y comprar energía variable y los desarrolladores de proyectos también tienen muy buen conocimiento de cómo financiar esos contratos en el mercado. Por eso, creo que el mercado está muy maduro y no es necesario una subasta centralizada para asignar más renovables. 

No obstante, insisto en que es necesario lanzar a fin de año otra subasta de cargo confiabilidad porque la que se lanzó no cubrió la demanda de energía para esos periodos de acuerdo a la información autorizada de la UPME.

Sería bueno que el gobierno lance un cronograma de cuándo será la próxima subasta por cargo de confiabilidad para que los inversionistas de los proyectos se puedan ir preparando. También es importante saber cómo van a abordar el precio. 

Entiendo la posición del gobierno que no quiere que el precio sea muy alto. El gobierno sacrificó cubrir menos demanda por tener un precio más barato. Sería muy importante que el gobierno publicará un cronograma o por lo menos dieran una señal de si esperan o no hacer una subasta a final de este año.

Teniendo en cuenta esa madurez del mercado, ¿hay posibilidades de alcanzar la meta del gobierno de las 6 GW?

Los 4 GW asignados por cargo por confiabilidad representan una señal importante. Si bien es probable que no se cumplan las en su totalidad, sí se espera que una suma importante entre en operación para el periodo estimado. 

Sumado a esto, hay 1.5 GW de proyectos que entrarán en operación en los próximos años. Por lo tanto, existe una probabilidad importante de que la meta del gobierno se cumpla. Sin embargo, el Estado debe superar los desafíos de la temporada invernal y los enredos típicos de permitting y de comunidades. 

Además, el plan de expansión de redes en Colombia tiene que ser muy clave en los próximos años para que estos proyectos puedan entrar.

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Victoria Sandoval: «Por una lógica de costos, la mejor solución es energía solar»

JA Solar tuvo una participación destacada como Diamond Partner en el Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), evento que congregó a más de 400 profesionales del sector renovable.

Allí, Victoria Sandoval, gerente de ventas para Latinoamérica de JA Solar, brindó una entrevista exclusiva en la que señaló que, independientemente del color político, es preciso que las autoridades que asuman el próximo 1 de octubre brinden claridad sobre el rumbo que tomará la cartera energética en el sexenio de gobierno entrante.

“Hay una gran necesidad de energía. Durante seis años se agregó muy poca capacidad. La demanda ha ido creciendo pero la oferta no. Entonces, indistinto del color: hay que hacer nuevos proyectos y la solución de energía más barata es energía solar”, señaló Victoria Sandoval.

De acuerdo con el Programa de Desarrollo del Sector Eléctrico Nacional (PRODESEN) para el periodo 2024-2038, la capacidad instalada de centrales eléctricas en el mercado eléctrico mayorista al cierre del 2023 es de 89,008 MW, de las cuales 28,519 MW corresponden a fuentes limpias y renovables.

Del total instalado, las centrales de energía solar fotovoltaica representan el 8,39 % de la matriz (7,469 MW) y siguiendo los pronósticos del PRODESEN 2024-2038 en este periodo se podrían adicional 12,729.3 MW de capacidad proveniente de energía solar (sin contar Generación Distribuida) lo que habría que esta tecnología supere los 20 GW instalados al 2038 y elevaría su participación en el mix energético nacional.

¿Cómo se podrían impulsar ese volumen de proyectos o superar aquellas cifras? Siguiendo el análisis de la referente empresaria, habría dos posturas sobre el porvenir que debería tener el sector en los próximos años. Por un lado, estarían aquellos optimistas que mantienen la expectativa de que haya un gran boom de proyectos renovables y otros más conservadores que consideran que el mercado iría creciendo de una forma más orgánica principalmente por los grandes pendientes de infraestructura de red y respaldo que vendría acompañado de un esquema de baterías.

Al respecto, es preciso indicar que la Comisión Reguladora de Energía (CRE) publicó el anteproyecto de acuerdo por el cual plantea las Disposiciones Administrativas de Carácter General para la Integración de Sistemas de Almacenamiento de Energía al Sistema Eléctrico Nacional.

Durante FES Mexico, el comisionado de la CRE, Walter Julián Ángel Jiménez, anticipó que esta propuesta persigue una integración ordenada de Sistemas de Almacenamiento de Energía Eléctrica (SAE) que contribuya a la Eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, Seguridad y Sustentabilidad del SEN, lo que sería un gran complemento para acompañar una transición ordenada hacia fuentes más limpias y competitivas como la solar.

«Por una lógica de costos, la mejor solución es energía solar», sostuvo Victoria Sandoval, gerente de ventas para Latinoamérica de JA Solar.

Accede a las declaraciones completas en el video de la entrevista realizada durante la primera edición del Future Energy Summit Mexico (FES Mexico).

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República Dominicana recupera el ritmo de aprobación de concesiones para proyectos energéticos

República Dominicana avanza con nuevas concesiones para proyectos de generación en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI). Durante la primera mitad de este año, la Comisión Nacional de Energía (CNE) reportó 30 solicitudes aprobadas, entre concesiones definitivas y provisionales.

De acuerdo con las resoluciones de otorgamiento, recomendación y otros procedimientos administrativos relacionados a las concesiones definitivas durante este año la CNE recomendó al poder ejecutivo otorgar 8 contratos de concesión definitiva, de las cuales 6 son renovables y 2 de gas natural.

En esta ocasión, las solicitudes renovables fueron 100% vinculadas a los proyectos de energía solar, con o sin baterías. En concreto, 6 fotovoltaicos a los que se les recomendó la suscripción de contratos a 25 años totalizan 647,48 MW. En tanto que los de gas natural que fueron dos, adicionan una capacidad instalada 550 MW (420 MW MANZANILLO y 130 MWn ENARGAS IV).

De esta manera, solo en el primer semestre de este año los proyectos con concesiones definitivas suman 1.197,48 MW. Los proyectos se detallan a continuación:

PARQUE SOLAR GIRASOL II (60 MWp solar) de la Empresa Generadora de Electricidad Haina (EGE Haina)
PIMENTEL ENERGY (151.88 MWp solar y 48.614 MWh de almacenamiento) de Medcap Energy Caribe, S.R.L.
PARQUE SOLAR TORNASOL (70 MWp solar) de la Empresa Generadora de Electricidad Haina (EGE Haina)
INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA SANTA CLARA ENERGY GROUP (84 MWp solar y 80. 12 MWh de almacenamiento) de Santa Clara Energy Group, S.R.L.
ARDAVÍN SOLAR (101.6 MWp solar y 110 MWh de almacenamiento) de Ardavín Solar S.R.L
CENTRAL TERMOELECTRICA MANZANILLO (420 MW ciclo combinado con gas natural licuado como combustible principal) de Manzanillo Gas & Power S.A.
DICAYAGUA SOLAR PARK (180 MWp solar y 308 MWh de almacenamiento) de Dicayagua Solar Park S.R.L.
ENARGAS IV de (130 MWn de gas natural pudiendo operar también con fuel oil) de la Compañía de Electricidad de San Pedro de Macorís (ENARGAS)

Tras el éxito alcanzado durante el año 2023, registrando un récord de 14 concesiones definitivas a un total de 1.235,39 MW de capacidad, llegar en los primeros seis meses del año 2024 a 1.197,48 MW resulta prometedor para este mercado.

Por otro lado, suman 22 las solicitudes aprobadas de concesiones provisionales destinadas a realizar las prospecciones, análisis y estudios relativos a la construcción, instalación y puesta en servicio de obras de generación de energía eléctrica. De estos proyectos presentados, la totalidad son de tecnologías renovables, 20 solares y 2 eólicos.

PARQUE SOLAR DOMINICANA AZUL II (124.168 MWp solar y 117. 964 MWh de almacenamiento) de Zenith Energy Corp S.R.L.
CARIBE FARMS SOLAR I (110.14 MWp solar y 114.57 MWh de almacenamiento) de Isla Dominicana de Petroleo Corporation
PARQUE CARIBE SOLAR (123.127 MWp solar y 120 MWh de almacenamiento) de Caribe Energía Renovable CAENER S.R.L.
GUAYUBÍN SOLAR I (100.035 MWp solar y 30 MWh de almacenamiento)  de Manzanillo Energy S.A.S.
WATSOL ENERGY (78.54 MWp solar y 44.8 MWh de almacenamiento)  de Watsol S.R.L.
PARQUE SOLAR ECO NORTE (7.5 MWp solar) de RAAS SOLAR S.R.L.
PARQUE FOTOVOLTAICO FV6 (108.7 MWp solar y 26 MWh de almacenamiento)  de Energía Turística Enertur S.A.
PARQUE FOTOVOLTAICO NIGUA SOLAR (24.87 MWp solar) de Impulsa Clean Energy S.A.S.
PLANTA ITABO SOLAR (68.45 MWp solar) de la Empresa Generadora de Electricidad Itabo S.A.
PARQUE SOLAR ESPERANZA II (85 MWp solar) de la Empresa Generadora de Electricidad Haina (EGE Haina)
GUAYABÍN SOLAR II (100.035 MWp solar y 30 MWh de almacenamiento) de Manzanillo Energy S.A.S.
Parque Fotovoltaico FV5 (15.1 MWp solar y 10.8 MWh de almacenamiento) del Consorcio Energético Punta Cana-Macao (CEPM) S.A.
COSTA AZUL SOLAR (124.155 MWp solar y 117.964 MWh de almacenamiento) de Flex Energy S.R.L.
PARQUE EÓLICO LOS CACAOS (50 MW eólicos) de Generación Eólica Los Cacaos S.R.L.
PARQUE FOTOVOLTAICO ATASOL (63.57 MWp solar) de ATASOL S.R.L.
VIENTOS DEL JOVERO (49.5 MW eólicos) de la Inmobiliaria Jovero S.R.L.
PARQUE SOLAR COLIBRI (140 MWp solar y 116.16 MWh de almacenamient) de la Empresa Generadora de Electricidad Haina (EGE Haina)
CENTRAL FOTOVOLTAICA PORVENIR (54.84 MWp solar) de Selta Renovables S.R.L.
PARQUE SOLAR THOMAS ALVA EDISON BONAO (625 MWp solar y 240 MWh de almacenamiento) de Dr. Fechter Clean City S.R.L.
FV4-SUMIDEROS (69.7 MWp solar y 40 MWh de almacenamiento) del Consorcio Energético Punta Cana-Macao (CEPM) S.A.
PARQUE SOLAR CAYENA (150 MWp solar) de la Empresa Generadora de Electricidad Haina (EGE Haina)
GUAYABÍN SOLAR III (99.97 MWp solar y 90.84 MWh de almacenamiento) de Bulusma S.R.L.

Las 22 concesiones provisionales otorgadas este año suman 2.376,88 MW y superan en gran medida a las registradas en 2023 (26 solicitudes por 1.795,49 MW), demostrando una vez más el gran interés del inversionista en apostar por nuevos proyectos de generación en este mercado.

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Estiman que se podrían adicionar 1500 MW renovables en los próximos 3 años en Ecuador

Teniendo en cuenta que la matriz energética en Ecuador es fundamentalmente hidroeléctrica, la crisis hídrica que afronta el país debido a los efectos del fenómeno de El Niño hace que se incremente el interés por invertir en proyectos de energías renovables para hacer frente a la demanda energética del país.

En efecto, como ya había anticipado este medio, el Gobierno de Ecuador presentó su mapa solar (ver video), un estudio sobre el potencial del país para la energía fotovoltaica, con la identificación de las ubicaciones para siete proyectos fotovoltaicos con una potencia en conjunto de cerca de 1.500 megavatios.

Tres de estos proyectos se realizarán en Pichincha (248 MW), dos en Imbabura (630 mw), uno en Cotopaxi (536 MW) y el más pequeño en Chimborazo (167 MW).

En este contexto, Rodrigo Quezada, especialista del sector y fundador de ARQO Projects Partners Advisory es optimista y confía a Energía Estratégica que esas plantas podrían construirse en el corto plazo, siempre y cuando se avance en un marco regulatorio transparente con reglas claras que otorgue certidumbre a la inversores.

“Para este año el gobierno definió 7 proyectos solares de 1500 MW que serían factibles de realizarse con inversión privada. Se estima que mejorando la regulación estos podrían desarrollarse en 3 años”, afirma.

La expectativa es que los gobiernos locales se involucren y que permitan llevar adelante estos proyectos a través de concesiones público privadas. Si se dan las directrices correctas, estas concesiones le abrirán el juego a la inversión privada y dinamizarían el sector”, agrega. 

De esta forma, Quezada sugiere crear microrredes autosostenibles a nivel territorial, es decir, núcleos o clústeres de energía para abastecer las diferentes zonas conformadas por pequeños inversionistas locales.

 Además, propone impulsar Acuerdos de Compra Venta de Energía (PPA) entre estas cooperativas y clientes privados y estatales para promover modelos de desarrollo de proyectos comunitarios y cooperativos.

A su vez, afirma que es necesario crear un reglamento de generación distribuida para generar mayor certidumbre e incentivar la actividad. 

“La regulación secundaria a nivel reglamentaria es lo que falta. Hay muchas empresas privadas que ya empiezan a realizar proyectos de hasta 2 MW para abastecer sus necesidades. Hay mucho por crecer, necesitamos promover este segmento”, insiste.

Por otro lado, destaca la urgencia de trabajar en materia de hidrógeno verde donde el país está muy retrasado respecto a sus pares latinoamericanos como Chile y Colombia. 

 “Recién se ha planteado una hoja de ruta de hidrógeno verde, y la creación de la regulación está en sus etapas iniciales. Se necesita mayor apertura a la inversión privada y que haya asignaciones de proyectos para que no se desperdicien las oportunidades que tiene el Ecuador”, concluye.

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