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La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) propuso mediante el proyecto de Resolución No. 701 055 de 2024, un cambio en los índices utilizados para calcular la tarifa de la energía. Dichos índices buscan actualizar los costos de la prestación del servicio y mantener tarifas más precisas y estables para los usuarios.
En este sentido, luego de una serie de análisis realizados por el equipo de la CREG, se propuso modificar dos indexadores en el proyecto de Resolución que actualmente está en fase de consulta pública.
Actualmente se aplica el Índice de Precios al Productor, IPP, para algunos componentes de la tarifa (generación, distribución y transmisión de energía). Sin embargo, se ha identificado que podría ser más apropiado emplear la serie de bienes de capital que hace parte de industria manufacturera para actualizar las actividades intensivas en capital y así reemplazar el IPP utilizado actualmente y, por otra parte, para reemplazar el IPC se propone eliminar los componentes de alimentos y regulados para que dicho índice no se encuentre sujeto a las variaciones de esos elementos.
El Índice de Precios al Consumidor, IPC, que permite ver el cambio de precios de los productos y servicios que las familias compran habitualmente como alimentos, es el utilizado actualmente para actualizar el costo de comercialización. Considerando que a veces este índice sube debido a factores que no tienen que ver con la energía, se propone quitarle la influencia de los alimentos y de los regulados a este índice y evitar la influencia de estos factores en el costo de comercialización.

«Este ajuste en la fórmula de cálculo de las tarifas de energía eléctrica es un paso muy importante para asegurar que el precio de la tarifa al usuario final sea más eficiente y que la regulación que se emita desde la CREG se mantenga actualizada con las mejores prácticas. Al basar la indexación de los componentes de la tarifa al Índice de Precios de los Bienes de Capital y al Índice de Precios al Consumidor (IPC) sin alimentos podríamos limitar las variaciones externas en los precios” destacó Antonio Jiménez Rivera, director ejecutivo de la CREG.
«Esta propuesta regulatoria se suma a las medidas que la CREG ha implementado para que el país cuente con tarifas de energía más eficientes para el ciudadano y que los resultados se reflejen en el corto plazo”, dijo.
Así mismo, la CREG recuerda a la ciudadanía que la tarifa de energía eléctrica se define a partir de un costo unitario (CU) que está compuesto por la suma de los costos de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía, junto a un costo de pérdidas reconocidas. La suma de costos que determina del Costo Unitario sirve como base para el cálculo de las tarifas que posteriormente se multiplican por la cantidad de kWh (kilovatios – hora) consumidos durante el periodo de facturación y así se conoce cuánto debe pagar un usuario por el servicio de energía eléctrica.
Invitamos a todos los interesados a participar en el proceso de consulta pública de esta resolución. Por ello, hemos convocado a la ciudadanía a un taller donde podremos debatir con todas las partes interesadas los beneficios de este cambio.
Consulte el proyecto de resolución haciendo click aquí.

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Cuenta regresiva. En tan solo dos meses, ejecutivos de entidades y empresas, así como funcionarios, se reunirán para discutir los desafíos y oportunidades que rodean a las energías no convencionales en el Future Energy Summit (FES) Colombia.

Esta plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables presenta su cuarta edición en el mercado colombiano, convocada a pedido de los stakeholders del sector tras el éxito de eventos anteriores  (ver transmisión) tanto en el país como en otras plazas estratégicas de Iberoamérica.

El megaevento «FES Colombia» se llevará a cabo los días 29 y 30 de octubre de 2024 en el prestigioso Hotel Marriott Bogotá (Calle 73 No. 8 – 60, Santa Ana, 110221, Colombia).

ENTRADAS DISPONIBLES

Este encuentro es clave para el debate sobre lo que sucede en el sector y brindará espacios exclusivos de networking, permitiendo a los empresarios explorar sinergias y nuevos negocios sostenibles.

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

En esta cuarta edición, se destacan los perfiles de speakers. Entre los participantes se encuentra Mariana Seabra, ESS Application Engineer de Sungrow, quien comentará sobre los planes de la empresa en Colombia.

Además, Sebastián Castañeda Arbeláez, Vicepresidente de Crecimiento y Desarrollo de Negocios de ISA, debatirá sobre la Generación Distribuida y el almacenamiento como aliados clave de la transición energética.

ENTRADAS DISPONIBLES

También estará Felipe Morales, Sales Manager Colombia de Risen, quien aportará su visión sobre la estrategia renovable de Colombia, enfocándose en la seguridad energética y la diversificación de la matriz.

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

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

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Días atrás, se realizó en el Congreso de la República un evento titulado: “Transición energética, la experiencia peruana y lecciones de la región», en el que se debatió el rumbo energético del país. 

Para contribuir al esclarecimiento y mejor comprensión de los temas tratados en las exposiciones, el viceministro de electricidad de Perú Jaime Luyo Kuong brindó un aporte adicional al analizar la coyuntura eléctrica del país.

“El objetivo de nuestra propuesta de una mayor participación de las energías renovables no convencionales (ERNC) es, que se produzca mayor competencia y neutralidad tecnológica en el mercado de electricidad peruano, y esta competencia será principalmente por el mercado» (es decir, por el aumento y nueva demanda eléctrica)”, explicó.

Y agregó: “El objetivo debe ser el consumidor final que debe tener precios de la electricidad asequibles y justos a través de la competencia y la innovación empresarial. Más bien, la preocupación nuestra es que los 34 millones de consumidores residenciales y pequeños comercios e industrias tengan unos de los precios más altos de Latinoamérica (…)”.

Según el funcionario, la idea es que las energías renovables “no sean un sustituto” de las hidroeléctricas (principal fuente de energía del país), sino más bien que funcionen como un “complemento” hacia una transición energética a futuro.

En efecto, Luyo Kuong advirtió que el deseo del MINEM de aumentar su participación renovable al 20% para 2030 no se podrá cumplir. No obstante, si se levantaran las actuales restricciones a estas nuevas tecnologías, se podría llegar al 15%.

“En ningún país la introducción y la participación de las ERNC se ha dado por la espontaneidad del mercado sino que han sido fruto de condiciones promotoras del Estado para mayores inversiones en las nuevas tecnologías. A diferencia de otros países que adoptaron estas políticas, actualmente, en Perú estas fuentes de energía no tienen subsidios”, destacó.

No obstante, subrayó que a diferencia de otras regiones en Perú la electricidad y calefacción solo representan el 7% del total de emisiones GEl, mientras que los principales contaminantes son la deforestación y la agricultura.

En este sentido, Luyo Kuong advirtió que comúnmente se confunde la política energética con la política en el subsector electricidad peruano:  “En electricidad las emisiones GEl en el país no es un problema principal, en cambio, el trilema es: accesibilidad y equidad eléctrica; confiabilidad y seguridad eléctrica y calidad de servicio y precio asequible”.

El experto reveló que debido al progreso tecnológico y cambios en el escenario mundial con la transición energética y la geopolítica de la energía, desde el 2023, el MINEM está actualizando, y diseñando la nueva Política energética del Perú al 2050, la cual se presentará a fin de año para opinión de todos los agentes del sector energía.

Y concluyó: “Para avanzar en esta tarea, el mayor obstáculo es el procedimiento y metodología impuestos por el CEPLAN, considerando que todos los sectores son iguales y, este criterio de «uniformización» y burocrático para definir sólo la política de un sector puede durar más de tres años. Esperemos que esta actualización y modernización no tarde”.

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La junta de directores de la Asociación de Productores de Energía Renovable (APER) sostuvo una reunión con los miembros de la Oficina de Programas de Préstamos del Departamento Federal de Energía de los Estados Unidos (DOE, por sus siglas en inglés).

Sobre esta visita, Julián Herencia, director ejecutivo de la APER, indicó que la conversación versó al rededor de la rapidez y eficiencia con la que se han manejado trámites complejos y llevado a cabo los procesos de financiamiento de proyectos renovables en el mercado puertorriqueño.

La comparación con los procesos locales en Puerto Rico es inevitable. Julián Herencia señaló que, a pesar de superar obstáculos como la voluntad política y la preocupación de los abonados, las entidades locales aún enfrentan retos significativos en la agilización de sus procesos en el sector energético. “Ahora el problema está claramente enfocado en cómo las agencias de Puerto Rico tienen que transformarse para ejecutar de una manera ágil y efectiva estos procesos”, afirmó Herencia.

Según el referente empresario, mientras que el DOE ha demostrado ser capaz de manejar procesos complejos de manera eficiente, las agencias locales están “atascadas en la parte evaluativa, en la parte de permisología para estos proyectos”.

Esta lentitud en los procesos locales tiene consecuencias directas sobre la implementación de proyectos renovables. Herencia hizo hincapié en la necesidad de que las agencias locales analicen y mejoren sus procedimientos internos. “Yo creo que ya es hora de que cada cual analice cuáles son esos procesos internos, donde se está desperdiciando el tiempo y qué hay que hacer para realizar los cambios y hacerlo muy bien”, subrayó.

Y es que la eficiencia en el apoyo del DOE ha sido crucial para el avance de varios proyectos en Puerto Rico. Herencia destacó que la Oficina de Programas de Préstamos ha trabajado en alternativas de financiamiento y ha demostrado una notable rapidez en su ejecución. Un ejemplo de ello es el reciente anuncio del compromiso condicionado para un proyecto de 200 MW de generación y 285 MW (1,140 MWh) en almacenamiento.

Además, el director ejecutivo de la APER anticipó que otros proyectos seguirán un camino similar en las próximas semanas, y que habrá que prestar atención a anuncios vinculados a proyectos adjudicados en la primera convocatoria a Solicitudes de Propuestas (RFP) para energías renovables y almacenamiento, y a proyectos Legacy que aún estén pendientes.

«Por cómo van progresando los demás proyectos y sus solicitudes de financiamiento, entendemos que ya es cuestión de semana en lo que ya vayan cayendo los demás proyectos aprobados en el tranche 1, dando paso así a que estos proyectos alcancen su financiamiento y empiecen entonces el proceso de construcción de cada uno de estos que van a ser cerca de 700 MW adicionales en un periodo de 18 a 24 meses. Y si se consideran a los proyectos Legacy en total se estarían conectando sobre mil megavatios. Pero, en líneas generales, podríamos decir que en los próximos 24 meses hay una expectativa que se añadan 700 MW o más al sistema de generación en Puerto Rico», declaró Julián Herencia, director ejecutivo de la Asociación de Productores de Energía Renovable (APER) en entrevista con Energía Estratégica.

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La Cámara Eólica Argentina (CEA) encara lo que resta del 2024 con la mirada puesta en clarificar las rutas para que el desarrollo del sector energético continúe con la dinámica histórica que ha tenido hasta entonces y que las renovables posean una mayor penetración dentro de la matriz. 

Los puntos principales desde la entidad que engloba a grandes compañías eólicas – y también de la industria fotovoltaica desde hace meses atrás – son la continuidad de Ley N° 27191 (régimen de fomento a las energías renovables), la construcción del marco normativo del hidrógeno verde a través de la PlataformaH2 Argentina y más alternativas para los usuarios del sistema. 

“Tiene que quedar claro que la incorporación de generación renovable baja los costos medios del sistema, porque desplazan generación más vieja e ineficiente, mejorando la macroeconomía, microeconomía y la demanda; sumado a que salen adelante las inversiones que estaban en carpeta”, señaló Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la CEA, en conversación con Energía Estratégica. 

“Estudiamos la actualización de la Ley N° 27191, considerando que debe haber una política de estado en el sector y que en 2025 vencen algunas cuestiones de la normativa; con el fin de definir aquellas vinculadas a los beneficios fiscales u objetivos que caen. Caso contrario, podrían surgir posiciones o requerimientos de las jurisdicciones locales que afecten a la ecuación de estabilidad fiscal federal para las renovables”, agregó. 

Cabe recordar que dicha normativa puso como meta que, al 31 de diciembre del 2025, las energías renovables deberán tener, al menos, una participación del 20% en la cobertura de la demanda eléctrica. Situación que hoy en día parece difícil de alcanzar, dado que Argentina estuvo por detrás de ese porcentaje en el cierre de los últimos años.  

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

Por lo que la Cámara Eólica Argentina ya trabajó de forma interna sobre una actualización o prórroga de la mencionada ley, aunque se pretende lograr un mayor diálogo con las autoridades regulatorias y “pasar de buenos intercambios a cuestiones más concretas”. 

“Es importante visualizar aquellas cosas que dejarán de tener vigencia para analizar si es necesario restaurarlas, mejorarlas o definirlas de manera que no se altere la ecuación de la seguridad jurídica y la estabilidad fiscal”, subrayó Ruiz Moreno. 

“También seguimos insistiendo en la ampliación del transporte eléctrico y en el proyecto que trabajamos desde la CEA y que debimos presentarlo a las autoridades actuales”, añadió haciendo alusión a la propuesta para acelerar el desarrollo el sistema de transmisión a partir de un cronograma para líneas de 500 y 220 kV, que permitan sortear una de las principales dificultades del sector renovable del país.

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

Por otro lado, el gerente general de la Cámara Eólica Argentina manifestó que se brindar continuidad al Mercado a Término (MATER), a la par de solucionar la situación de los Grandes Usuarios del Distribuidor (GUDI – con consumos mayores o iguales a 300 kW) para que éstos opten por las alternativas verdes. 

“Se debe solucionar la situación de los GUDI, dado que hoy en día pueden salir de las grandes compras conjuntas pero no volver por 5 años y, en consecuencia muchos GUDI prefieren no salir y por tanto hay menos disponibilidad para hacer contratos. Pero si se cambia, favorecerá la contractualidad con las empresas del sector renovable”, sostuvo el especialista. 

“Lo planteamos a las autoridades regulatorias y éstas, en principio, lo ven razonable. Aunque habría que apretar un poco más el acelerador en la materia, dado que abriría las puertas a muchas más iniciativas”, continuó.

Y es preciso mencionar que en mayo del 2022 la Secretaría de Energía habilitó a las distribuidoras a participar del MATER para abastecer a los GUDI , pero hasta el momento no hubo avances en la materia y por tanto no se abrió esa demanda de nuevos contratos renovables. 

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BayWa r.e. Distribución Solar Colombia, en colaboración con APsystems, una compañía líder en  tecnología MLPE a nivel global, se complacen en anunciar un evento innovador destinado a capacitar y  certificar a los instaladores solares de diferentes ciudades del país en soluciones de microinversores  APsystems. 

Los eventos que se llevarán a cabo en Medellín el 5 de agosto, Bucaramanga el 6 de agosto, Pereira el 8  de agosto y Bogotá el 13 de agosto, serán una oportunidad única para capacitarse, certificarse y  desarrollar los conocimientos necesarios para realizar instalaciones con soluciones APsystems. Contará  con la presencia de la Ingeniera Soemy Garrido de APsystems y expertos de la industria de Baywa r.e., así  como un foro abierto al público para fomentar el intercambio de ideas y perspectivas. 

INSCRIPCIÓN

Además de las sesiones de capacitación y certificación, el evento proporcionará oportunidades de  aprendizaje y desarrollo de habilidades en áreas clave de la energía solar y un espacio de networking  para que los asistentes tengan la oportunidad de interactuar con los invitados especiales y técnicos  expertos. 

Trataremos temas como el microinversor QT2, DS3D, soluciones de monitoreo y Apdesigner, entre otros.  

INSCRIPCIÓN

APsystems con más de 5 TW enviados a todo el mundo y que desde cada una de sus 5 unidades de  negocio están comprometidos a brindar soluciones en tecnología que reflejen el avance actual en el  mercado. 

Dentro de su área de Investigación y desarrollo, llevan cada solución pensada de manera estratégica para  la cosecha óptima y efectiva de energía, creando las soluciones de microinversores, almacenamiento de  energía y monitoreo más avanzadas, inteligentes, modulares, rentables, seguras y potentes, así mismo  consideradas como tecnología pensada a futuro.  

Actualmente, tienen una trayectoria de 14 años en la industria y 8 años con presencia en Latinoamérica,  posicionándonos como líderes en microinversores multimodulares con gran crecimiento en Colombia así  como en otros países de la región como México, Panamá, Guatemala, Costa Rica, Ecuador, Perú, entre  otros más.  

Las soluciones de APsystems monitorean y maximizan la generación de energía para cada necesidad,  aumentando la eficiencia a un 20%. Trabajando con soluciones seguras para tu instalación FV, pensando  en el proceso de instalación y el uso cotidiano una vez instalado, manejando voltajes bajos para evitar  problemas de choques eléctricos, cortos circuitos o incluso incendios que suceden en la actualidad, de  esta forma brindan un equilibrio del sistema, monitoreo más efectivo, seguridad y reducción de costos  en instalación al ser tecnología de pocos pasos y/o Plug&Play. 

Están comprometidos con la industria solar y a brindar el mejor servicio contando con una asesoría y  soporte técnico a la red de instaladores especial, creando un equipo destinado para la región en habla  hispana que tiene por misión cumplir con un tiempo determinado para resolver dudas, solución de  situaciones y apoyo en condicionamientos de equipo.

La tecnología avanzada que ofrece APsystems en sistemas residenciales y comerciales ha trascendido  con su trayectoria, creando inversiones en sistemas fotovoltaicos rentables a corto, mediano y largo  plazo con gran producción de energía, asegurando mediante estas soluciones confiables e inteligentes el  ahorro de energía y un retorno óptimo de inversión. APsystems Powerful Innovation. 

Con la participación de APsystems en esta certificación Baywa r.e. espera que los instaladores de todo el  país logren adquirir conocimientos útiles para sus proyectos.

«Estamos emocionados de organizar estos eventos que contribuyen a nuestro propósito de impulsar la  transformación energética en Colombia a través de las energías renovables. Buscamos mejorar el  conocimiento técnico de los instaladores del país de la mano de nuestros aliados», dijo Carlos Parra,  Director General de BayWa r.e. Colombia «Esperamos que este evento sirva como plataforma para  promover el crecimiento y la adopción de la energía solar en Colombia». 

Los eventos se llevarána cabo en : 

Medellin: 5 de agosto. Edificio Cortezza km 5 av las palmas cra 28 #17 – 452 (08:00 am – 05:00 pm) Bucaramanga: 6 de agosto. Colorworking.lab carrera 36 #48-116 (08:00 am-05:00pm) Pereira: 8 de agosto. Coworking camellando Cr 17 #9-70 Pinares (08:00 am a 05:00pm) Bogota: 13 de agosto. Corporación universitaria UNITEC Calle 73 # 20a – 52 (07:00 am – 04:00 pm) Los eventos serán gratuitos e incluyen alimentación.  

BayWa r.e. Colombia agradece enormemente el apoyo de APsystems para hacer posible estos eventos. 

Link principal de inscripción: https://linktr.ee/certificacionesBayWa_APsystems 

INSCRIPCIÓN

Para obtener más información y registrarse, visite https://certificacion-de-marca-en-soluciones apsystem-medellin.boletia.com/; https://certificacion-de-marca-en-soluciones-apsystems bucaramanga.boletia.com/; https://certificacion-de-marca-en-soluciones-apsystems pereira.boletia.com/; y https://certificacion-de-marca-en-soluciones-apsystems-bogota.boletia.com/ y  visita sus redes sociales para conocer la agenda a detalle de todas las actividades que tendrán del 5 al 13 de Agosto del 2024.

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El sector fotovoltaico del mundo atraviesa una de las mayores crisis de los últimos años, de tal modo que la tendencia de precios de los paneles solares se mantiene a la baja pero se agrandan las problemáticas a las que se enfrenta esta industria. 

Tras un 2023 récord con el despliegue de 473 GW renovables, donde la energía solar participó con 345,5 GW (73% del incremento total) según datos de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) y la triplicación de la capacidad de producción, paradójicamente el estado financiero de esta industria cayó ido a la baja en el transcurso del 2024 y se agrava la situación. 

Tal es así que el sector solar chino pareciera que llegó a un punto de quiebre, en el que muchas compañías están perdiendo dinero y algunas hasta se plantean el cierre. 

¿Por qué? Debido a una altísima competencia en el propio país, sobrestock de productos, baja de precios de venta y la suba en los costos de producción, sumado a que a ciertas empresas, sobre todo de mayor volumen de producción, les resulta más conveniente comerciar por debajo del costo que parar sus plantas productivas. 

Además, la guerra comercial entre los bloques Estados Unidos – Europa – Asia (y la propia por la alta cantidad de fabricantes que buscan abarcar un mismo mercado) no posibilitó una mejora en lo que va del 2024, sino que la película ya cuenta con capítulos sobre barreras arancelarias y el aumento de los gravámenes de procedencia de hasta 50% 

Esto generó una guerra de precios a nivel global entre las firmas Tier-1 y Tier-2 y que los valores alcancen mínimos históricos de hasta 0,99 dólares por vatio (cerca de un 70% más barato que en el 2022), al igual que los márgenes entre ambos niveles: Por tanto hay alertas de que muchas de las compañías posiblemente no podrán soportar la presión.

“Todos los síntomas son de que hay un exceso de oferta y hay buena parte de los fabricantes que están queriendo eliminar el stock”, subrayó semanas atrás Alejandro Diego Rosell, consultor especializado en energías renovables y profesor del Máster en Energías Renovables de la Escuela de Organización Industrial, quien también manifestó que la falta de indicadores o cifras oficiales sobre las reservas de paneles genera una falta de transparencia en el mercado. 

“Hay un rango histórico de precios baratos para los módulos Tier-1 y la diferencia histórica con los Tier-2 se vio atomizada a menos del 2% de diferencia de precio, que con ello estas últimas entran en zonas de riesgo financiero”, explicó Marcelo Álvarez, integrante de la Junta Directiva y coordinador del Task-force LATAM del Global Solar Council.

Como consecuencia, en la elección del precio se sobreponen las marcas Tier-1, en tanto que las Tier-2 se ven obligadas a recortar precios, aplastar sus ganancias, a la vez que caen en picada por la pérdidas de ventas, facturación en zonas de riesgo financiero o al borde de desaparecer. 

“Va a haber una gran purga en términos de compañías solares. Ya se ha visto en la reciente lista de Tier-1 (…) Habrá que ver cómo sigue evolucionando esa situación”, anticipó José Luis Blesa González, director para Latinoamérica de Seraphim, durante un evento de Future Energy Summit (ver nota).

Incluso, las acciones de varias Tier-1 cayeron hasta niveles pre-pandémicos y son pocas las empresas de esa categoría que lograron una mejoría a comparación del cierre 2019; aunque están en caída si miramos sus números de los últimos dos años. 

Por ejemplo, las firmas Canadian Solar (pasó de USD 21,79 por acción en 2019 a USD 15,79 a julio 2024), Risen Energy (USD 13,43 a USD 10,86) ya están por debajo de lo hecho hace un lustro. Mientras que Tongwei (USD 13 a USD 17,37), LONGi (USD 12,45 a USD 13,51) y JA Solar (USD 5,67 a USD 10,53) están por encima de la línea marcada al final del 2019, pero a la baja en el transcurso de los meses recientes y muy lejos de los más de USD 40 por acción que supieron cotizar entre entre fines del 2021 e inicios del 2023, según datos de Consumer News and Business Channel (CNBC). 

Asimismo, JA Solar recientemente reconoció que sufrió una pérdida neta de USD 110.000.000 en el primer semestre de 2024, debido a una mayor competencia en el mercado solar, continuas caídas de precios, menores ganancias brutas de las operaciones principales y provisiones significativas para la depreciación de inventario.

En tanto que LONGi advirtió a principios de julio que esperaba una pérdida en el primer semestre de más de USD 661.000.000, argumentando el exceso de oferta en la industria fotovoltaica de China.

A pesar de ello, aún está por verse cómo continúa la relación precio – costo – mantenimiento de calidad y fortaleza financiera; desde el sector energético confían en que habrá un aumento en los precios de venta hacia final de año, que derivaría en un mejor margen y la salida del riesgo financiero. 

Además que varias empresas se esfuerzan por ser más globales y otras entidades del sector trabajan por impedir barreras arancelarias y paraarancelarias, así como retaliaciones entre los países. 

Bajo esa misma línea, Wood Mackenzie dio a conocer que cada vez más empresas chinas están construyendo fábricas de soluciones fotovoltaicas en Estados Unidos para no sufrir los gravámenes impositivos. representando ya una quinta parte de las fábricas solares anunciadas en EE.UU desde que Joe Biden anunció las nuevas subvenciones climáticas.

Mientras que el Global Solar Council (GSC) también está en conocimiento de la problemática e intenta articular intereses para evitar guerras comerciales entre mercados, potenciar producciones locales con incentivos y coordinar políticas de respeto mutuo en beneficio de las energías renovables. 

“El rol del GSC es catalizar el proceso de adopción solar para hacerlo más barato, rápido y eficiente. Y las discusiones pasan por cómo establecer mecanismos de incentivos que sean eficientes y no barreras por procedencia, ya que siempre terminan con restricciones de un lado y contra restricciones del otro que llevan el precio a la alza”, apuntó Marcelo Álvarez.

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El sector energético de Chile entró en alerta tras la propuesta de renegociar los contratos de las generadoras eléctricas, la cual llegó desde distintas voces del Poder Legislativo como una posible arista para recaudar fondos que ayuden a extender un plan temporal de subsidios para las cuentas de los usuarios finales.

Sin embargo, gremios que engloban a la mayoría de las empresas renovables del sector rechazaron fuertemente la idea de revisar y ajustar los contratos adjudicados en pasadas licitaciones de suministro, advirtiendo que la medida representaría una señal perjudicial para la industria eléctrica. 

“Poner continuamente en duda el cumplimiento de los contratos que fueron adjudicados por el Estado en licitaciones internacionales altamente competitivas y cada vez a mejores precios, no es una buena señal”, sostuvo Camilo Charme, director ejecutivo de la Asociación Gremial de Generadoras de Chile. 

“Tenemos que proteger el sistema de contratos y las señales de inversión de largo plazo. Por tanto, los contratos adjudicados y que se cumplen en buena fe no son objetivo de renegociación”, agregó durante la mesa técnica de estabilización de tarifas eléctricas. 

La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) también participó del debate y desestimó la idea sugerida por diversos integrantes del Poder Legislativo, en lo que representa una “problemática sensible” para el sector; a la par que rechazó otra propuesta de eliminar los intereses devengados por una deuda multimillonaria con las generadoras

“Es relevante entender cómo se financian los nuevos proyectos en Chile, ya que muchos de las desarrolladoras y constructoras de esos parques son empresas que no tienen espalda de financiamiento a propósito de no pertenecer a matrices importantes del mundo. Y por lo tanto su forma de financiamiento es pedir un crédito a la banca o entidades prestamistas para financiar los proyectos que, desde el 2014 en adelante, tiene un alto componente renovable”, señaló Ana Lia Rojas, directora ejecutiva de ACERA. 

Proponen cambios regulatorios y el rediseño de las licitaciones de suministro de Chile

«Con el descongelamiento de las tarifas, los intereses son parte de la deuda que se tiene que repactar y pagar a la banca. Los fondos que se recuperan del cobro de PEC-1, PEC-2 o MPC, tienen un componente muy alto de restitución a la banca. Por tanto, la tarifa eléctrica recuperada no es un bolsón de dinero que se apropian las generadoras, sino que está comprometido en los pagos de los project finance o deudas que se generaron en su momento a propósito de refinanciar nuevos proyectos de inversión y generación renovable”, agregó. 

Cabe recordar que la propia Ana Lia Rojas ya había manifestado que no se puede instalar que las renovables son responsables de las alzas de las cuentas eléctricas en los consumidores del mercado nacional, sino que se deben entender los beneficios de incorporar más energías verdes que permitan bajar los costos del sistema. 

Incluso, los doce contratos de suministro a clientes regulados más caros se abastecen mediante combustibles fósiles a un precio que oscila de USD 280 MWh a USD 170 MWh y que hoy podrían costar por sobre un 50% de lo que se ofertó a la hora de la licitación debido a la indexación al precio de los combustibles. 

Mientras que los diez contratos más baratos se ubican en un rango desde valores récords de USD 13,32 MWh hasta USD 60-70 MWh y han sido indexados al Índice de Precios al Consumidor (IPC) de Estados Unidos. Por lo que si se desea reemplazar los más de 5000 MW de centrales a carbón, debe ampliarse la capacidad renovable + almacenamiento y la misma podría encontrarse en valores similares.

«Además, las generadoras pequeñas y medianas necesitan de la banca para poder invertir y mientras más pongamos en duda el financiamiento y la renegociación de contratos, más caro va a ser poder seguir invirtiendo», complementó Matías Cox, director ejecutivo de la Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores (GPM). 

De todos modos y a pesar de las posturas de las entidades expresadas, el ministro de Energía de Chile, Diego Pardow, postergó el debate en cuestión y dejó abierta la puerta a posibles renegociaciones de los contratos de suministro, siempre y cuando hubiera predisposición de los gremios para ello. 

“Desde el Poder Ejecutivo daremos un marco institucional que permita hacerlo con garantías similares a las que existen con las renegociaciones que hoy en día están teniendo lugar a solicitud de algunas generadoras”, declaró Pardow.  

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Tras ser tratada en reiteradas sesiones del Congreso Permanente, el pasado 23 de marzo del presente año, la presidenta de la república, Dina Boluarte, oficializó la aprobación de la ley del fomento al hidrógeno verde en Perú (Ley N° 31992), a través de su publicación en el Diario El Peruano.

Esta normativa 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.

Tras este hito, Daniel Camac, presidente de Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 Perú),  revela fuerte interés por parte del sector minero en el uso de hidrógeno verde en entrevista para «Diálogos Mineros», llevada adelante por el Instituto de Ingenieros de Minas del Perú (IIMP), 

“La minería formal en el país tiene un fuerte compromiso con la reducción de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI). El 80% de las compañías mineras que operan en Perú son miembros de H2 Perú y forman parte de estudios y análisis”, explica.

Y agrega: «En esta década es importante tomar acción para reducir las emisiones que tenemos. Y las compañías mineras no solamente quieren quedarse en reducir 30% si no llegar a ser carbono neutral o Net Zero al 2050. La minería va a ser uno de los principales consumidores de hidrógeno para descarbonizar muchos de sus procesos«.

Según el especialista se trata de una industria altamente contaminante ya que utilizan camiones de 100 a 150 toneladas que funcionan con diésel. Por ello, el sector tiene la mira puesta en garantizar un suministro eléctrico “potente y constante”  a través de energías renovables como el hidrógeno verde para poder reducir sus emisiones.

«Si queremos reemplazar el diésel, necesitamos una buena capacidad de generación eléctrica renovable, y Perú tiene una oferta enorme. Su implementación dependerá nuevamente de las regulaciones, los incentivos y las economías, a medida que siga  disminuyendo el precio de las energías renovables», enfatiza

En este sentido, como ya había anticipado Energía Estratégica, Camac considera que la ley de fomento al hidrógeno es un paso trascendental para ayudar a Perú a cumplir con sus objetivos de descarbonización.

“Esta ley nos posiciona muy bien a nivel mundial ya que es la regulación más ambiciosa en hidrógeno verde de Latinoamérica. El hidrógeno puede jugar un papel fundamental porque podría reemplazar al combustible líquido contaminante en el transporte de mineral y en la producción de explosivos. El ecosistema minero va a ser interesante para la incorporación del hidrógeno”, advierte.

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Este año el fenómeno de El Niño afectó con fuerza el nivel de los embalses e hizo inminente la necesidad de diversificar la matriz hacia otras fuentes de energía para hacer frente a la creciente demanda de energía.

Bajo esta premisa, KLIK ENERGY, una empresa de tecnología para el sector energético se ha consolidado como el primer marketplace enfocado en los productos derivados de energía tiene ambiciosos objetivos para este año.

En conversaciones con Energía Estratégica, Esteban Quintana, CEO & Founder de KLIK ENERGY, busca seguir incrementando sus ventas de energía renovable a través de la digitalización e innovación en el mercado eléctrico. 

“El balance del año anterior es excelente, aumentamos 5X en términos de agregación de energía y 3.5X en términos de revenue, lo cual nos posiciona en la cresta de una ola que no para de crecer”, explica.

Y agrega: “Para 2024, esperamos incrementar también 2.5 X en términos de revenue y finalizar el año con cerca de 7 GWh/día, listos para comercializar y aportar a la confiabilidad del sistema eléctrico colombiano”, explica.

Para lograr estas metas, la firma lanzó este año en Colombia “Klik on Zero”, un producto con el que las empresas ahora tendrán la oportunidad de certificar su consumo de energía. 

Además, las firmas participantes podrán ingresar al mercado de bonos de carbono, mientras que los grandes consumidores de energía podrán inscribirse en el programa de Demanda Desconectable Voluntaria (DDV). 

De acuerdo a Quintana, la iniciativa tiene como objetivo impulsar proyectos de energía renovable en el país, disminuir las emisiones de alcance 1 y 2 y contribuir a que Colombia sea parte del compromiso global al reducir la contaminación.

“Al certificar su consumo, las empresas contribuyen a la disminución de emisiones de alcance dos derivadas de actividades secundarias por el consumo de energía convencional y no solo eso, con “Klik on Zero” también podrán compensar sus emisiones de alcance 1 a través de créditos de carbono”, advierte.

Cabe destacar que Klik Energy, al iniciar la crisis por el fenómeno de El Niño, contó con una disponibilidad de 3,5GWh/día para suministrar al país, a través del programa de DDV, lo que representó el consumo diario de 350.000 hogares. 

Además, con su campaña “Cada Klik cuenta para la cuenta” , que ha impactado a más de 1,2 millones de personas, la empresa buscó incentivar las buenas prácticas de consumo energético tanto en los grandes consumidores de energía como en los usuarios en general, reafirmando su compromiso con la confiabilidad del sistema energético colombiano.

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Black and Veatch, empresa con más de un siglo de trayectoria a nivel global, mantiene un sólido compromiso con la sostenibilidad energética en Latinoamérica. Un ejemplo de esto fue su participación activa como partner para la primera edición del Future Energy Summit (FES Mexico). Allí, realizo importantes anuncios que la posicionan como EPC líder en el desarrollo en proyectos de hidrógeno verde.

Romina Esparza Almaraz, Directora de Desarrollo de Negocios para México, Centroamérica y el Caribe de Black and Veatch, explicó la importancia de estos proyectos y el papel de la empresa en la transición energética global. «Tenemos más de 100 años diseñando y construyendo proyectos que ayudan a resolver los problemas críticos de la humanidad», comentó Esparza. «Con eso me refiero a proyectos en el área de generación de energía, transmisión de energía, redes de telecomunicación, tratamiento de aguas, que si tú te das cuenta, todas estas soluciones son parte del esquema que nos están ayudando a la transición energética».

La trayectoria de Black and Veatch en generación de energía es impresionante, con más de 460 GW de proyectos desarrollados en todo el mundo. De estos, más de 49 GW corresponden a proyectos solares y 56 GW a proyectos de energía eólica, destacando la experiencia diversificada de la empresa en el sector de energías renovables. Ahora, con un enfoque renovado en el hidrógeno verde, la compañía está avanzando hacia la construcción de infraestructura esencial para una economía baja en carbono.

«En el tema de hidrógeno verde estamos desarrollando como EPC tres proyectos que en su conjunto van a sumar alrededor de 365 MW de capacidad para la electrólisis», afirmó Esparza. «Es un dato importante porque esa capacidad doblaría la capacidad que actualmente en el mundo existe para electrólisis de hidrógeno verde».

La implementación de estos proyectos no solo representa un hito en términos de capacidad instalada, sino también en términos de innovación y eficiencia en la construcción. «Siempre estamos buscando cómo optimizar de alguna forma los trabajos que hacemos y siempre los equipos de construcción están proponiendo nuevas metodologías, nuevos procesos para poder reducir los tiempos de construcción o mejorar en cuanto a las políticas de seguridad que se necesitan en los proyectos», señaló Esparza. Esta mentalidad de mejora continua y adaptación es esencial para mantener a Black and Veatch a la vanguardia de la industria.

La vasta experiencia acumulada por la empresa a lo largo de un siglo también juega un papel crucial en la ejecución de proyectos complejos y de gran escala. «Estos 100 años de experiencia que tenemos definitivamente son lecciones aprendidas que podemos aplicar en la industria local», destacó Esparza. Esta rica historia de aprendizaje y adaptación permite abordar los desafíos actuales con una perspectiva única y bien informada.

En México, Black and Veatch ha establecido una presencia sólida durante más de 25 años, participando en proyectos emblemáticos como la primera terminal de gas natural en Costa Azul. Este historial de éxito en el país y la región refuerza la capacidad de la empresa para liderar proyectos de gran envergadura y complejidad.

La inversión en hidrógeno verde es una pieza clave en la estrategia global para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y mitigar el cambio climático y México es una plaza estratégica para los desarrollos de esta empresa. La capacidad de electrólisis que Black and Veatch está impulsando no solo contribuirá a la producción de hidrógeno verde, sino que también fomentará la adopción de esta tecnología en diversas industrias, desde el transporte hasta la producción de electricidad y la industria pesada.

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Con el objetivo de alcanzar este año los 6GW de potencia instalada en el país, el gobierno colombiano está aplicando medidas para impulsar el desarrollo de las renovables: ha dado pasos como incentivos fiscales, posibilidad de licenciamiento ambiental para nuevos proyectos, la subasta de Cargo por Confiabilidad e incluso la CREG esta revisando el balance de energía firme para determinar si es necesario realizar nuevas subastas de largo plazo.

Como ya había anticipado Energía Estratégica, en este escenario marcado por la transición hacia fuentes de energía más sostenibles, la industria renovable experimenta un crecimiento acelerado, lo cual genera una creciente demanda de profesionales especializados.

En este marco, el experto del sector Martín Hildebrando Martínez Cadavid, elaboró una base de empleos del sector energético de más de 180 empresas en los sectores Público, Generación, Transmisión, Comercialización y Operadores de red, con sus tipos de contratación y los enlaces para aplicar a las vacantes que estas oferten.

En conversaciones con Energía Estratégica, el especialista destaca: «El objetivo es guiar a los profesionales que no saben por dónde iniciar su búsqueda laboral y con ello fortalecer la comunidad del sector».

Y agrega: «El documento tendrá una versión 2 que incluirá sectores como Oil&Gas, aliados de las principales empresas (contratistas), firmas de productos y servicios y multinacionales que realizan labores en el país. Con esta ampliación se espera recopilar información de más de 500 empresas. El propósito de convertirla en la base de datos de empleabilidad más grande del país en cuanto al sector energético se refiere».

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Fuerte demanda de profesionales en el sector fotovoltaico

Según Martínez Cadavid, dado el marco de la transición energética los proyectos de generación y comercialización de energía han crecido mucho en Colombia.

«Detrás de nuevas empresas de generación ha venido también nuevos comercializadores de red y se han incorporado empresas que no solo instalan los sistemas fotovoltaicos para que el cliente reciba los beneficios energéticos sino que venden la energía un poco más barato que el mercado a través de PPAs. Esa modalidad ha permitido que crezca mucho el sector fotovoltaico a nivel nacional, consolidándose como el que más ha aumentado en demanda de profesionales», afirma.

«La demanda de profesionales competentes en el sector fotovoltaico ha aumentado mucho por la diversificación de comercializadores y la entrada de inversión extranjera al país. Eso ha ocasionado que distintas universidades en el país se enfoquen en proyectos de energías renovables y eficiencia energética mejorando también la capacitación del capital humano«, insiste.

En esas áreas, los requerimientos de perfiles del sector ERNC suelen ser elevados debido al crecimiento continuo de la industria y la necesidad de satisfacer los objetivos de energía sostenible establecidos por el gobierno nacional.

En síntesis, el mercado laboral energético está experimentando un crecimiento significativo en la región, reflejado en un aumento de las oportunidades laborales y la expansión de las empresas. La idea es que los profesionales tengan las herramientas para aprovechar esa ola de posibilidades y seguir fortaleciendo al sector.

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No hay dudas de que Ecuador reconocido por su biodiversidad y patrimonio natural, en regiones como las Islas Galápagos, tiene un enorme potencial para el desarrollo de energías renovables debido a varios factores geográficos y ambientales.

Teniendo en cuenta las oportunidades que presenta la región y en línea con sus objetivos de descarbonización, el Gobierno de Ecuador con la ayuda del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) están trabajando fuerte en acciones que ayuden a diversificar la matriz energética en el país.

Bajo esta premisa, el BID anunció la aprobación de un préstamo de US$500 millones, sumados a US$100 millones de la Facilidad de Corea para el Cofinanciamiento del Desarrollo de la Infraestructura para América Latina y el Caribe, para impulsar la transición energética y la inversión pública y privada en Ecuador.

En este marco, Marcelino Madrigal, especialista del BID, señaló en sus redes sociales que el programa persiguen los siguientes objetivos: «Impulsar la transición energética justa y sostenible que promueva la integración de energía renovable en Ecuador para así lograr la cobertura universal, incluyendo las la transición en islas Galápagos; mejorar la eficiencia energética; fomentar la participación de la mujer en el sector eléctrico y las personas con discapacidad en el sector eléctrico y aumentar la participación del sector privado en el segmento de la generación por medios de procesos competitivos para generación solar y eólica«.

Además, contribuirá a la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y al cumplimiento de los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS).

Según comunicó el BID, la operación es la segunda de una serie del Préstamo Programático en Apoyo de Reformas de Política (PBP), conformada por dos préstamos contractualmente independientes, pero técnicamente vinculados. El préstamo por US$500 millones es a 19,5 años de amortización, con un período de gracia de seis años y una tasa de interés basada en SOFR. Los fondos de la Facilidad de Corea por US$100 millones son a 15 años de plazo, con tres años de gracia y 2,5 por ciento de interés anual.

En tanto a las acciones que se realizarán con esos fondos, la entidad destacó: «Se estima que más de 80.000 viviendas, especialmente en áreas rurales y urbano-marginales, se beneficiarán con el acceso mejorado a servicios eléctricos, incluyendo a las comunidades de las Islas Galápagos y a los usuarios de fincas camaroneras conectados a la red que han sustituido el combustible fósil por energía eléctrica. También habrá nuevas oportunidades de empleo generadas por el sector privado a través de la expansión de las energías renovables y la movilidad eléctrica».

Y agregó: «El programa avanzará con la consolidación del Sistema Interconectado Andino (SINEA), particularmente el desarrollo del sistema de transmisión eléctrica 500kV para el intercambio de energía eléctrica entre Ecuador y Perú. Asimismo, desarrollará e implementará tecnologías innovadoras, como la generación distribuida y la movilidad eléctrica, que no solo fortalecerán la infraestructura energética del país, sino que también impulsarán la adopción de prácticas más sostenibles y eficientes».

El Banco también anunció el lanzamiento de consultas públicas y programas de educación y capacitación para las comunidades locales y mecanismos sólidos de transparencia y rendición de cuentas para garantizar el uso eficiente y efectivo de los fondos asignados.

Estas líneas de financiamiento se suman al ambicioso plan de transición energética que tiene el BID y el gobierno ecuatoriano en Galápagos el cual prevé el desarrollo de 40,7 MW de potencia eólica y solar en las 4 islas.

Estas obras tendrá significarán una reducción en el consumo de diésel. Se espera una disminución de 44% de emisiones para el 2025 y de 72% para el 2030. Además, contempla el desarrollo de almacenamiento para el año 2025 de 58,14 MWh, así como 39,32 MWh propuestos en Santa Cruz- Baltra, San Cristóbal, Isabela y Floreana. 

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En un esfuerzo por asegurar la estabilidad energética del país, Honduras está evaluando diversas estrategias para la incorporación de nuevas fuentes de energía, tanto a corto como a largo plazo.

La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), en conjunto con la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), está analizando opciones que incluyen licitaciones y arrendamientos de corto plazo para cubrir la demanda inmediata, así como licitaciones a largo plazo para asegurar una transición hacia energías más sostenibles.

Wilfredo Flores, comisionado de la CREE, ha subrayado la necesidad de una planificación flexible y adaptable, especialmente en vista de los impactos del cambio climático que ha afectado a la región en los últimos veranos.

«Estamos analizando una diversidad de opciones con la distribuidora ENEE. Por un lado, están los términos de referencia y pliegos de licitación de 1500 megavatios de largo plazo, para el 2026, 2027 y 2028. Sin embargo, en vista de los impactos del cambio climático en la región, en relación a la incertidumbre que se ha mostrado en los últimos dos veranos, también estamos evaluando la posibilidad de que se realicen licitaciones de corto plazo con la finalidad de que entren tecnologías específicas, ya sean renovables o no renovables en la red, de una manera de corto plazo y no esperar esas inversiones dentro de cuatro o cinco años», explicó Flores.

Nuevos arrendamientos y licitaciones   

La experiencia adquirida por ENEE en arrendamientos recientes habría abierto la posibilidad de continuar con esta práctica en el corto plazo. Y según expresó el comisionado en conversación con Energía Estratégica, también contemplarán licitaciones de corto plazo.

Estas propuestas a corto plazo, que podrían ser implementadas en un plazo de dos años, permitirían una rápida incorporación de tecnologías específicas para satisfacer la demanda energética. Entre ellas, el referente de la CREE, indicó que prioritariamente se verían centrales de base, como búnker y diésel en este horizonte inmediato.

En cuanto a las opciones a largo plazo, Flores destacó la importancia del gas natural como un combustible de transición. Este energético ya se está utilizando de manera eficiente en países vecinos como en El Salvador, en Nicaragua y Panamá, lo que motiva su incorporación en el mercado hondureño. Pero aquello no sería todo.

Para la licitación de largo plazo que se estima en el orden de 1500 megavatios, se está considerando la expansión de tecnologías renovables con almacenamiento de energía.

“Definitivamente, andamos buscando que sean eólicos o solares con baterías», afirmó el comisionado, mientras citó que en el país ya cuenta con ejemplos exitosos de estas tecnologías en la isla de Roatán y Brus Laguna en Gracias a Dios, donde las instalaciones de energía solar fotovoltaica con baterías han demostrado ser efectivas.

Desafíos del mercado eléctrico regional

Wilfredo Flores, comisionado de la CREE, también abordó en conversación con este medio de noticias que los desafíos que enfrenta Honduras en el mercado eléctrico regional, particularmente en épocas de alta demanda los llevan a “reorientar las políticas energéticas” y enfocarse en una planificación que priorice el crecimiento del mercado local.

«El mercado eléctrico regional no nos está funcionando porque en los últimos dos veranos tanto El Salvador, Guatemala y Panamá cerraron las puertas. Nos dejaron solos a Honduras”, cuestionó.

Y explicó: “Honduras es el único país que tiene tres interconexiones regionales y la regulación regional lo que hace pues es que cada país primero hace su despacho nacional (cubre la demanda nacional) y como es un mercado de excedentes, lo que excede se puede inyectar al mercado regional. Sin embargo, de nuevo, por el cambio climático, por ejemplo  El Salvador puso límites a  su transferencias hacia el mercado regional durante el verano pasado y el antepasado con la finalidad, según la información que se maneja a nivel regional, de cuidar los embalses. Lo mismo hicieron Panamá y Guatemala, solo que por otras condiciones relacionadas con Cambio Climático y Declaración de Emergencia, respectivamente ”.

En respuesta a estas restricciones, Honduras está priorizando la búsqueda de soluciones internas a través de arrendamientos, licitaciones de corto plazo y largo plazo en el mercado nacional. La combinación de estas medidas tendría como objetivo, no solo garantizar la estabilidad del suministro eléctrico, sino también avanzar hacia una matriz energética más sostenible y resiliente frente a los desafíos del cambio climático.

Con estos planes, Honduras espera enviar señales claras a los inversionistas y asegurar que la potencia y energía necesarias estén disponibles en el futuro inmediato y a largo plazo, siguiendo una estrategia que equilibre la necesidad de soluciones rápidas con una visión sostenible a largo plazo.

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La Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay recibió el interés de once empresas en la licitación para el diseño, ingeniería, suministros, construcción, montaje, configuración, ensayos y puesta en marcha del parque fotovoltaico Punta del Tigre. 

Berkes, CTTECH, DTW, Ebital, Impacto Construcciones, Ingener, MGI, PowerChina, Prodiel, Teyma y Ventus son las firmas que compiten para llevar adelante la central que se instalará en la localidad de Cerámicas del Sur (departamento de San José). 

Dicho proyecto deberá contar con una potencia instalada en inversores de, al menos, 25 MW en corriente alterna a 25°C, y paneles de al menos 27.5 MWp de capacidad STC; en tanto que tanto que la distancia mínima entre bandejas en dirección este-oeste no podrá ser menor a 6 metros entre ejes.

Una de las particularidades de las ofertas presentadas es que siete corresponden a empresas uruguayas (Berkes, Ebital, Impacto Construcciones, Ingener, MGI, Teyma y Ventus), mientras que las otras cuatro compañías interesadas se reparten en dos provenientes de España (CTTECH y Prodiel) y las dos restantes de China (DTW y PowerChina). 

Es decir que la licitación del proyecto fotovoltaico Punta del Tigre atrajo tanto el interés local como internacional, sumándose así a las “grandes y buenas expectativas” que manifestaron desde UTE previo a la apertura de sobres, dadas las instancias de visitas que se hicieron al lugar como de consultas que llegaron formalmente. 

¿Cómo sigue el proceso? 

La Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas de Uruguay podrá disponer la adjudicación de la contratación, el rechazo de la totalidad de las ofertas presentadas o declarar desierta esta contratación sin que por ello incurra en responsabilidad alguna respecto del oferente u oferentes afectados por esta decisión, sin tener la obligación de comunicar los motivos de ella.

Pero en caso que UTE decida adjudicar la presente contratación, la adjudicación se realizará por el total de la oferta. A partir de la designación (si correspondiera), la empresa ganadora tendrá un plazo máximo de 548 días corridos (cerca de un año y seis meses) para la finalización de la obra y las instalaciones deberán estar diseñadas para una vida útil de 30 años.

Además, el proyecto deberá contar con un porcentaje obligatorio de componente nacional, tanto en cuanto recursos humanos como bienes de capital: el 80% del total de las horas dedicadas por todo el personal que participe del proyecto y de la obra, corresponderá a ciudadanos uruguayos o personas extranjeras que hagan sus aportes en institutos de seguridad social nacionales. 

Mientras que el 50% de las horas dedicadas por todo el personal que participe del proyecto y de la obra (sin considerar administrativos y servicio de limpieza) deberá corresponder a personal de sexo femenino y/o personas menores de 24 años o mayores de 50 años a la fecha de su ingreso en funciones. 

Por otro lado, desde la propia UTE confirmaron que analizará los resultados de la actual convocatoria para terminar de pulir el nuevo pliego licitatoria del parque fotovoltaico en Cerro Largo (también llave en mano), considerando que la entidad tiene previsto que, a partir de 2026, debe incorporar módulos de 100 MW de energía solar por año para afrontar la demanda, acompañando el crecimiento de la instalación de generación de UTE hasta el año 2047. 

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La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) sigue trabajando para garantizar un suministro de energía confiable para los colombianos. Por ello, en la actualidad adelanta el análisis del balance de Oferta de Energía Firme y de la Demanda para el periodo 2025-2029.

A partir de este estudio, se busca asegurar la confiabilidad en el suministro de energía eléctrica en el corto y mediano plazo. También se determina si hay necesidad de convocar a nuevas subastas de reconfiguración o expansión, dependiendo de lo que se requiera y de acuerdo con la regulación vigente.

“Estos análisis de la Comisión se realizan con el propósito de hacer un seguimiento oportuno a la confiabilidad de nuestro sistema eléctrico”, recalcó Antonio Jiménez Rivera, Director Ejecutivo de la CREG.

El estudio se adelanta luego de la realización de la subasta de expansión del Cargo por Confiabilidad, convocada mediante la Resolución CREG 101 034A de 2022 y desarrollada el pasado 15 de febrero1 .

De este modo, la CREG avanza en los análisis del balance de energía considerando los impactos de la entrada en vigencia del nuevo modelo para la determinación de la energía firme de plantas solares2 y el cambio del factor de ajuste cuando no se declara información en sitio.

Por otro lado, la Comisión adelanta el seguimiento de la evolución de la demanda de energía en el sistema frente a las proyecciones elaboradas en enero por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), mientras se informan las nuevas proyecciones en los primeros días del mes de agosto de acuerdo con lo manifestado por parte de la Unidad a esta Comisión.

En el análisis que se está llevando a cabo, también se tiene en cuenta la información de capacidad de transporte asignada por la Unidad a los proyectos de generación con corte a 30 de noviembre de 2023.

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“La estructuración del ecosistema para el hidrógeno es algo que estaremos viendo los próximos años, pero existen esfuerzos que se van conjuntando para lograrlo”, confió Guillermo Gómez, CEO de Consultoría Sustentable G2H. 

De acuerdo con el consultor, asociaciones como la Sociedad Mexicana del Hidrógeno (SMH) que se encuentra motivando el desarrollo de tecnología nacional, actores como la cooperativa alemana GIZ que proporciona la visión y experiencia internacional , así como la participación de los gobiernos subnacionales como Chihuahua, Tamaulipas, Puebla, Campeche y Veracruz están resultando claves para ir estableciendo las bases.

Por el lado de la demanda, por la creciente necesidad de transitar a energías limpias industrias como la metalúrgica/acerera, vidrio y cemento, transporte, refinación y petroquímica ya estarían evaluando su incorporación. Pero hablar hoy de off-takers con un requerimiento específico mensual de hidrógeno o sus derivados en el mercado mexicano es aventurado. 

Recién una vez definido todos los eslabones de la cadena de suministro, al menos en una primera etapa, Guillermo Gómez consideró que se podrá visualizar con una mayor claridad los requerimientos necesarios para poder garantizar principalmente el suministro de hidrógeno.

Por lo pronto, según se confirmó en la pasada edición de The World Hydrogen Energy Conference, las principales las empresas que se perfilan del lado de la oferta, porque ya están desarrollando proyectos para empezar a detonar el sector del Hidrógeno en México, son aquellas dedicadas a los gases comprimidos y críticos como son Cryoinfra y Linde; las cuales, además de líderes en la industria nacional, cuentan con gran experiencia en el desarrollo de proyectos de Hidrógeno en el mundo. 

De allí que, algo importante a considerar desde la perspectiva del CEO de Consultoría Sustentable G2H será la oportunidad que tiene México para planificar una transición del propio hidrógeno, pasando de gris/azul a verde, ya que, de acuerdo al especialista “la madurez del sector puede verse beneficiada, si se comienza por la adopción en primera instancia de una demanda constante y desarrollo de infraestructura sólida” como aquella de la industria del gas natural.

Esto mismo, podría ayudar a definir los tipos de contratos que pueden manejarse para el sector del hidrógeno, entre los cuales Guillermo Gómez enumeró algunos de los ya conocidos y sumó esquemas que han funcionado en otros países, por ejemplo:

Contratos de Compra de Energía (PPA)
Contratos de Precio Fijo
Contratos de Diferencia (CfD)
Financiamiento Público
Acuerdos de Consorcio
Contratos de Suministro a Largo Plazo
Mecanismos de Subasta.   

Rango de precios para el hidrógeno    

Pesé a que el sector del hidrógeno se encuentra en desarrollo en México, aún faltan varios elementos para poder contar con un ecosistema sólido por lo que establecer una postura definitiva al hablar de costos aún sigue siendo aventurado.

Actualmente, los valores que se consideran a nivel internacional refieren principalmente a pronósticos con base en el tipo de fuente de donde se obtendría la producción de este. Al respecto, Guillermo Gómez, CEO de Consultoría Sustentable G2H, ejemplificó qué rango de precios empiezan a transparentarse en el caso del hidrógeno gris e hidrógeno verde:

“El costo del millón de BTU (MMBTU) del hidrógeno gris puede variar significativamente dependiendo de varios factores, como el costo de la materia prima que es el gas natural, los costos de producción, que para este caso es el proceso de reformado con vapor de agua y la ubicación geográfica del proyecto. Según datos históricos a nivel mundial y estimaciones recientes, el costo del hidrógeno gris puede oscilar entre $1 USD y $2USD por kilogramo, lo que equivale aproximadamente a $8.50 USD a $17 USD por millón de BTU”.

“Por otro lado, el costo del millón de BTU (MMBTU) del hidrógeno verde es generalmente más alto que el del hidrógeno gris debido a los costos asociados con la producción a través de la electrólisis del agua utilizando energía renovable. Los costos pueden variar significativamente dependiendo del costo de la electricidad renovable, la eficiencia del proceso de electrólisis y otros factores operacionales. En términos generales, el costo de producción del hidrógeno verde puede oscilar entre $3 USD y $7 USD por kilogramo”. 

Ahora bien, esos valores contemplan un escenario “business as usual”. Por lo que, si se consideran mejoras a las condiciones actuales de la industria y los mercados, la evolución del precio podría ir hacia la baja en esta misma década. 

Según varios estudios y análisis, incluidos informes de la Agencia Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en inglés) y otras instituciones de investigación energética, se espera que el costo del hidrógeno verde pueda disminuir a un rango de aproximadamente $1.50 USD a $3USD por kilogramo para 2030.

La entrada Stakeholders empiezan a alinear esfuerzos con el fin de estructurar un ecosistema para el hidrógeno verde en México se publicó primero en Energía Estratégica.

Por la demanda energética que atraviesa el país y sus alta fuente de recursos naturales, Colombia 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, Procolombia, la organización gubernamental encargada de promover el turismo, la inversión extranjera en Colombia, las exportaciones no minero energéticas, revela acciones fundamentales para lograr el feliz término de proyectos de energías no convencionales en el país.

“Compartimos el ABC para proyectos de energía renovables, donde encontrarán el paso a paso legal para su desarrollo en el país. Esperamos que esta información sea de mucha utilidad para inversionistas extranjeros e instalados para futuras reinversiones”, explica el abogado German Andrés Ducón Cote, en representación de la Gerencia Legal de Procolombia.

En este sentido, el experto señaló que repararse para invertir es necesaria una apropiada estructuración del proyecto a través de los siguientes pasos: 

Asesorarse del territorio según la fuente de energía renovable que se quiere desarrollar.  Para ello, es importante investigar la situación legal de la tierra, teniendo en cuenta que en Colombia el proceso de consultas previas es uno de 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.
Evaluar las ventajas del país en cuanto a la integración comercial, estabilidad y acuerdos. Se recomienda evitar la doble tributación, al investigar los mecanismos de protección e incentivos a la inversión extranjera directa  (IED) y reducir riesgos en la toma de decisiones con la asesoría de expertos locales. También conviene revisar posibles proveedores de bienes o servicios, mano de obra, consumidores, teniendo en cuenta la cercanía de mercados claves.
Conocer el marco normativo. Procolombia sugiere asesorarse sobre las políticas y principales regulaciones en su actividad (generación, transmisión, distribución o comercialización) tales como las Leyes 142 de 1994; 1715 de 2014 y 2099 de 2021.

Validar las licencias, permisos, certificaciones o procesos de consulta previa necesarios para el proyecto, al igual que los requisitos necesarios para iniciar operación.
Validar que la propiedad intelectual de sus intangibles esté cubierta en Colombia y decidir si se desea mantenerlos en la sociedad en el extranjero o en la subsidiaria colombiana por construir.
Definir la financiación del proyecto. Para ello se recomienda verificar posibilidades de créditos locales.

Luego de estructurar el proyecto renovable, Ducón Cote sugiere tomar en consideración las siguientes recomendaciones a la hora de iniciar la inversión:

Definir y constituir el vehículo corporativo o inscribirlo en la cámara de comercio de la ciudad seleccionada.
Obtener el registro único tributario para quedar habilitado ante la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales (DIAN)
Abrir una cuenta bancaria.
Recibir el capital desde el exterior (capitalización o deuda), registrarlo y negociar el cambio de las divisas en el banco
Contratar personal y vincularlo a la seguridad social. En caso de que haya trabajadores extranjeros, se requiere regularizar su situación migratoria al registrarlos en el SIRE, RUTEC y las entidades de seguridad social.
Si va a aplicar los incentivos de la Ley 1715 tenga en cuenta todas las inversiones que deba realizar al momento de estructurar el proyecto. Particularmente: estudio de títulos en adquisición de tierras; licencias de construcción; licencias ambientales ANLA o CAR; Procedencia de Consulta Previa y desarrollo del proceso DANCP; Certificación del proyecto UPME.
Ubicar y adquirir los bienes de capital e insumos necesarios para su operación. En este sentido, solo importe cuando haya lugar a ello.
Gestionar la protección de los intangibles en cabeza de la subsidiaria colombiana.
Asegurar la obtención del punto de conexión para poder poner en marcha el negocio en Colombia
Celebrar los contratos pertinentes con un asesor experto que garantice la legalidad de la operación.

Una vez iniciada la inversión, Procolombia recomienda las siguientes acciones para la continuidad de sus operaciones en el país sin barreras:

Cumplir las obligaciones corporativas, renovaciones y deberes anuales, tales como la renovación de la matrícula mercantil, reportes de información, pago de impuestos, actualizaciones de registros públicos, entre otros.
Mantener al día cualquier tipo de permiso o registro que el negocio requiera.
Evaluar constantemente los resultados de su inversión inicial.
Expandir sus operaciones a través de nuevas líneas de negocios, sedes y acceso a nuevos mercados desde Colombia.

La entrada Procolombia destaca las claves legales para el éxito de inversiones renovables en el país se publicó primero en Energía Estratégica.

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. 

No obstante, para lograr una mayor electrificación del sistema, el país no está exento de retos ambiciosos en la infraestructura para poder trasladar toda esa energía.

Durante el evento, PerúEnergía 2024, Javier Muro, gerente general de Distriluz, grupo de empresas de participación mayoritariamente estatal dedicada a la comercialización y distribución de la energía eléctrica, habló sobre estas metas durante su ponencia titulada “Impacto económico de la seguridad de suministro en los sistemas de distribución eléctrica del país”(ver transmisión).

“Para lograr una adecuada expansión y confiabilidad en la cadena de suministro debemos enfrentar varios desafíos en Perú, sobre todo en la subtransmisión y en la distribución. Nuestro esquema normativo es muy limitado. Es muy escasa la fórmula regulatoria con los cuales se le exige las condiciones de inversiones del distribuidor”, explicó.

Según el experto, resulta una barrera que el valor agregado de distribución por el cual se remuneran las redes de distribuidor consideren demandas del año anterior a la regulación y no demandas futuras. Tampoco se consideran las instalaciones de crecimiento, solo lo que en ese momento lleva instalado la empresa y es optimizada con un sistema green field.

Además, Muro explica que el valor de la energía no suministrada (VENS), es decir, el costo de la pérdida de la actividad socioeconómica que ocurre cuando no se proporciona electricidad a los consumidores, “no es recogido ni por la planificación ni por la regulación normalmente en los sistemas”.

Este valor resulta fundamental para medir los beneficios marginales de mejorar el nivel de seguridad del suministro eléctrico.

En este sentido, el especialista destaca los principales desafíos para expandir la distribución y garantizar la confiabilidad: 

Elaboración de un estudio de determinación del VENS para el país. Esto es necesario para que se pueda consultar esta información de forma oficial garantizando cálculos más predictivos. 
El desarrollo de planificación de la expansión y los niveles de confiabilidad basadas en minimizar los costos de inversión y de VENS.
Adaptar las políticas y decisiones regulatorias bajo este nuevo enfoque. 
Que las empresas prioricen sus inversiones considerando la rentabilidad privada y su impacto en la seguridad de suministro.
 Que los usuarios tengan la posibilidad de tomar mejores decisiones conociendo el costo de la seguridad de suministro.

En este sentido, Muro hizo hincapié en la necesidad de abordar estos retos ya que la confiabilidad energética tiene un impacto directo en la economía peruana: si falla se elevan los costos de energía y lo cual afecta a todos los usuarios. En otras palabras, señaló que un país no puede crecer económicamente sin energía. 

La entrada Distriluz destaca desafíos para la expansión y la confiabilidad de la distribución eléctrica en Perú se publicó primero en Energía Estratégica.

Hasta el 04 de agosto se amplió el plazo para que las organizaciones sin fines de lucro de la Región de Atacama postulen a la séptima versión del Fondo de Acceso a la Energía (FAE), destinado a fomentar iniciativas de energías renovables a pequeña escala, así lo anunció la seremi de la cartera en la región, Yenny Valenzuela Araya.

El objetivo del concurso es beneficiar a las instituciones con rol público con la implementación de soluciones que les permitan acceso y mejoramiento de su suministro energético a través del financiamiento de proyectos a pequeña escala con energías renovables.

La seremi de Energía, Yenny Valenzuela Araya, destacó: “Para Gobierno del Presidente Gabriel Boric es prioritario llegar con energía segura y estable a todos los rincones de Chile. Por ello, este fondo está diseñado para beneficiar a organizaciones en zonas rurales, aisladas y/o vulnerables, mejorando la calidad de vida de las personas y fomentando el desarrollo social de las comunidades. Se puede postular a dos tipos de soluciones, una de ellas es la energización fotovoltaica y, la otra, son los colectores solares térmicos para agua caliente sanitaria. De esta manera, estamos promoviendo el acceso a la energía a través del impulso de fuentes renovables”.

Entre las organizaciones elegibles para postular están: las comunidades y asociaciones indígenas reguladas por la Ley N°19.253; Organizaciones comunitarias, constituidas bajo la Ley N°19.418, tales como las juntas de vecinos y los centros de padres y apoderados; Personas jurídicas sin fines de lucro, registradas en el catastro de organizaciones de interés público según la Ley N°20.500 sobre asociaciones y participación ciudadana en la gestión pública, tales como fundaciones, corporaciones, ONG, asociaciones, entre otras; y Cuerpos de Bomberos, constituidos según la Ley N°20.564.

Además, es importantes destacar que el FAE 2024, como en su versión anterior, bonificará adicionalmente a grupos vulnerables: Comunidades o asociaciones indígenas, niñas, niños y adolescentes, adultos mayores, mujeres y personas con discapacidad.

En su séptima versión, el FAE financiará la generación fotovoltaica con o sin almacenamiento en baterías de hasta 10 kW de potencia y sistemas solares térmicos para el calentamiento de agua de hasta 1.500 litros.

Las postulaciones se pueden realizar a través de la página www.energia.gob.cl/fae.

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El Ministerio de Minas y Energía (MME) inauguró el Primer Municipio Energético de Colombia, mediante la entrega de la central de generación híbrida que llevará energía 24/7 a Cumaribo, Vichada y beneficiará a más de 1350 familias.

Se trata de la central más grande que ha desarrollado el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas, IPSE, entidad adscrita al Ministerio, en las Zonas No Interconectadas de Colombia.

Con una inversión de $20.484.646.035, el proyecto energético se compone de un campo solar de 1,4 MW con un total de 3094 paneles solares de 460Wp cada uno; banco de baterías de litio de 1408 kWh, conformado por 160 baterías de 87,6 VDC cada una; también, 3 plantas diésel de respaldo.

Durante el lanzamiento oficial, el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, señaló: «No hay nada que agradecer a un Gobierno que hace lo que tiene que hacer. Esto que estamos entregando no es ningún favor, es el derecho del municipio y de la comunidad de Cumaribo. Estamos intentando reparar las décadas de abandono del Estado hacia estos municipios. Este gobierno está trayendo las inversiones a los lugares que se necesitan».

Y agregó: «Cumaribo le ha dado mucho a este país: 96% de su compromiso de sustitución de cultivos par transformar el territorio. Estos proyectos de energía eléctrica y las inversiones públicas representan la paz. Son un claro ejemplo de los esfuerzos que se están haciendo por avanzar en la a transición energética justa». 

Según el funcionario, con una inversión superior a 20 mil millones, 160 baterías, más de 3 mil paneles y  24 horas de energía, estos municipios se convierten en desarrollo, derechos y oportunidades. 

Además, Camacho reveló que han cerrado una línea de crédito con la banca pública para construir 240 municipios energéticos como este. El objetivo es que este financiamiento del Estado permita el desarrollo de más proyectos de este estilo en el país.

Por su parte, Danny Ramírez, director del IPSE, señaló : “Hoy, en Cumaribo, no solo estamos trayendo energía 24/7, estamos entregando esperanzas, sueños y desarrollo. Este primer municipio energético sostenible es un impulso que las familias necesitaban para transformar sus vidas y sus tierras».

«Gracias a esta nueva fuente de energía continua, estamos viendo cómo se potencian los proyectos productivos locales, permitiendo que los ciudadanos trabajen de manera más eficiente y sostenible. Este avance no solo mejora la calidad de vida de las personas, también fortalece la economía de la región, promoviendo un desarrollo inclusivo y equitativo”, añadió.

Cabe destacar que en Cumaribo, también, se está implementando la Escuela de Formación para la Transición Energética Justa, una apuesta pedagógica del Ministerio de Minas y Energía y el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas, cuyo propósito es transmitir y construir conocimientos indispensables que forjen capacidades para la constitución, puesta en marcha, apropiación y cuidado de las Comunidades Energéticas en las Zonas No Interconectadas.

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Future Energy Summit (FES) vuelve a Chile por tercer año consecutivo con un nuevo mega evento que congregará a más de 400 CEOs, referentes de compañías líderes, autoridades de gobierno, inversionistas, desarrolladores de proyectos, tecnólogos, EPCistas, generadoras y gremios del sector energético de Latinoamérica.

La cumbre FES Chile se realizará los días 27 y 28 de noviembre en el Hotel Intercontinental de Santiago (Av. Vitacura 2885, Las Condes), y cuenta con entradas Early Bird ya a la venta (hasta el 2 de septiembre) para las dos jornadas que tendrán espacios dedicados al networking, entrevistas exclusivas, encuentros cara a cara y debates cruciales respecto al estado de las renovables y la transición energética. 

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Tal es que así que la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 Perú), la Agencia Polux Comunicaciones, Atlas Renewable Energy e Ibereólica se sumarán a FES Chile y debatirán sobre el avance de la tecnología solar, la energía eólica, el hidrógeno verde y las tendencias en la región. 

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

H2 Perú tendrá representación en la cumbre de Future Energy Summit a través de su presidente, Daniel Camac, quién recientemente apuntó que “la ley del fomento al H2V en Perú es la más ambiciosa de Latinoamérica” y quien formará parte del panel de debate “Visión de los grandes Inversionistas del sector energético del Cono Sur”. 

Dicho panel estará moderado por Fernanda Varela, directora ejecutiva de la Agencia Polux Comunicaciones, quien tiempo atrás fue identificada, por Low Carbon Business Action, de la Unión Europea, como una de las mujeres líderes están liderando el cambio mediante iniciativas sustentables. 

La Agencia Polux Comunicaciones es la primera y única agencia en Chile especializada en energías limpias, sustentabilidad y equidad de género, y engloba a grandes entidades del sector como por ejemplo ACERA, Atlas, Colbun, H2 Chile y AFRY, entre otras. 

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Justamente Atlas Renewable Energy, empresa internacional dedicada al desarrollo, construcción y operación de proyectos de energía renovable, formará parte del mega evento FES Chile, en su caso durante el panel “Tendencias para el desarrollo de proyectos solares exitosos en el Cono Sur”. 

Susana Morales, gerenta de adquisición de proyectos y nuevos negocios de Atlas, estará en nombre de la productora independiente que meses atrás vaticinó que prepara un pipeline de aproximadamente 3000 MW para liderar el mercado renovable chileno y que en marzo del 2024 firmó un acuerdo de BESS stand-alone en Chile por 800 MWh de capacidad de almacenamiento. 

Y cabe recordar que Chile posee 17093 MW de capacidad en energías renovables no convencionales (ERNC) que representan cerca del 46,6% de la matriz del Sistema Eléctrico Nacional, de Aysén, de Magallanes y de la Isla de Pascua. 

Dentro de las ERNC la tecnología solar fotovoltaica es la de mayor participación gracias a 10566 MW operativos y en pruebas, seguido por la energía eólica que suma 4981 MW de potencia y que también tendrá lugar durante la cumbre FES Chile. 

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Ibereólica, firma española fundada en 1996 con alrededor de 11 GW instalados y en desarrollo entre proyectos hidroeléctricos, eólicos, solares y de nuevas tecnologías en diferentes fases de avance en España, Chile, Perú y Brasil, se hará presente en el evento de Future Energy Summit a través de su CEO para Latinoamérica, Guillermo Dunlop. 

El especialista aportará aportará las perspectivas para la evolución de la energía eólica en el Cono Sur, considerando que la firma posee casi 780 MW de esta tecnología en Chile entre los parques Atacama (165,3 MW) y Cabo Leones I (175,5 MW), II (245 MW) y III (192,5 MW); además que la compañía, que espera poder alcanzar los 6.000 MW operativos hacia el 2029. 

Por otra parte evento llegará al cierre de un 2024 que ya tiene varios hitos para el sector renovable de Chile, tales como la adjudicación de 3600 GWh en la Licitación de Suministro, los resultados resultados de estudios para modernizar el mercado eléctrico, la entrada en vigencia del nuevo reglamento de transferencias de potencia y asignación de más de 11 GWh de capacidad de almacenamiento en terrenos fiscales

Por lo que FES Chile nuevamente será un espacio para promover el diálogo y explorar sinergias entre las principales empresas y personas protagonistas del sector renovable del Cono Sur. 

Adquiera su entrada para acceder a la cumbre en Chile en el Hotel Intercontinental de Santiago a través de este link. ¡No deje pasar la oportunidad!

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Risen, tuvo una participación destacada en la primera edición del evento Future Energy Summit Mexico (FES Mexico). Allí, Vanderleia Ferraz, gerente de producto para Latinoamérica de Risen, brindó una entrevista exclusiva en la que se refirió a la dinámica del mercado mexicano y su presencia creciente.

«Nosotros vemos que en el mercado de México está creciendo mucho la demanda, principalmente para el área de GD», observó Ferraz. 

Con una trayectoria de 10 años activos en México a través de socios y aliados locales, este fabricante líder de la industria fotovoltaica fue posicionando lo último de la tecnología de módulos, entre la que sobresale la heterounión o HJT con gran atractivo por prestaciones diferenciales alcanzadas gracias al impulso de Risen.

«Trajimos la tecnología HJT, que es un nuevo tipo de tecnología de módulos tipo-n. Incluso ya tenemos algunos proyectos con esta tecnología aquí en México», expresó Vanderleia Ferraz. 

Si bien la tecnología de heterounión, o HJT, basada en la celda dopada de tipo N, surgió en la década de 1970, Risen ha invertido recursos en I+D para dar un salto de calidad en la fabricación de esta tecnología.

Como principales características de esta tecnología,  Ferraz se refirió a las altas eficiencias que alcanza por un lado, y a las menores perdidas y un menor coeficiente de degradación por otro lado, a lo largo de los 30 años de garantía de performance.

A medida que Risen ha desarrollado los módulos Hyper-ion HJT durante los últimos años, se incluyeron una serie de características a los módulos Hyper-ion HJT Risen, como la tecnología de interconexión a baja temperatura, exclusiva y patentada de Risen, denominada Hyperlink.

La empresa también es la primera en utilizar 0 (cero) barras colectoras en sus células Hyper-ion HJT y produce células HJT ultrafinas, que alcanzan los 90μm de grosor en la producción en serie. También, para garantizar la confiabilidad de los módulos, Risen desarolló un material de encapsulamiento especial para los módulos Hyper-ion HJT, ya que se trata de un factor muy importante para garantizar la calidad de los módulos.

De esa manera, señaló que «el cliente que invierte en este tipo de tecnología va a tener mayor generación por cada kilowatt que tiene instalado en su planta, con eso el coste de la energía es más barato y el retorno financiero es mayor».

Este producto empezaría a ganar mercado en México, de acuerdo a lo indicado por la referente de Risen, con una gran receptividad de una demanda que va en alza. Tal es así que el fabricante ya tiene disponible para este mercado módulos de 715 W con un 23% de eficiencia.

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

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

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

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

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

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

Bloque Caribe

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

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

Bloque Chocó

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

Bloque Norte de Santander

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Mas información en el siguiente enlace.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ENTRADAS DISPONIBLES

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Innovación y Calidad

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

Presencia Global y Enfoque en el Cliente

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

Compromiso con la Sostenibilidad

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

Expansión en América Latina

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Inversión de 289 millones de dólares

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

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

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

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

Tres nuevos activos en construcción

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La necesidad de una regulación secundaria

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ANEEL de Brasil impedirá que las distribuidoras cancelen proyectos renovables aprobados

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Proyecto_Resolución_CREG_701_054_2024

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Lea el Aviso de intención completo.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Expectativas del mercado y planes futuros

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Más cambios en la transmisión

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

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

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

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

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

La entrada Proponen cambios regulatorios y el rediseño de las licitaciones de suministro de Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

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

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

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

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

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

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

La entrada Ministro de Minas y Energía de Brasil destaca la importancia de aprobar el marco legal del hidrógeno en Diputados se publicó primero en Energía Estratégica.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Características del Parque Solar Fotovoltaico El Quemado 1: 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Un aspecto a considerar: OpenAI vs. OpenSource

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¡No te pierdas la oportunidad de ser parte de este evento de FES,  adquirí tu entrada a través del siguiente link!

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Reglamento-de-Procesos-Asociativos

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

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

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

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

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

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

Definición de necesidades y optimización de proyectos

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

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

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

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

Beneficios Fiscales y Perspectivas Futuras

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Utility vs generación distribuida

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Compromiso con la Sostenibilidad y Desarrollo Comunitario 

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

Visión y Expansión Futura 

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

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

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

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

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

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

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

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

Potencial energético de la región de Antofagasta

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Qué impacto puede tener un nuevo marco normativo?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Mercados más atractivos de Latam

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Además, dirán presente líderes del sector como 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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