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Las instalaciones solares anuales mundiales casi se duplicaron en 2023, con un crecimiento del 87% respecto al año anterior. El año trajo 447 GW de nueva energía solar en comparación con los 239 GW instalados en 2022.

Las nuevas instalaciones solares de 2023 cubrirían más de la mitad de las necesidades eléctricas anuales de la India o más que el consumo total de Brasil. En comparación con Europa, las instalaciones anuales superarían el consumo total de electricidad anual de Suecia, Países Bajos, Bélgica, Finlandia, Chequia, Austria, Portugal y Grecia, combinados.

La publicación anual Global Market Outlook for Solar Power 2024-2028 de SolarPower Europe revela tasas de crecimiento no vistas en más de una década, desde 2010, cuando el mercado solar mundial era solo el 4% de lo que es hoy.

Leer el informe

La energía solar sigue disparando entre sus colegas renovables, instalando el 78% del total de energía renovable instalada en todo el mundo en 2023. Esto se refleja en el informe IEA World Energy Investment (WEI) 2024, que demuestra que la inversión en energía solar fotovoltaica en 2023 supera todas las otras fuentes de energía combinadas.

Walburga Hemetsberger, directora ejecutiva de SolarPower Europe, afirmó : “El mundo realmente ha entrado en su era solar. El cielo ya no es el límite. Hasta dónde puede llegar la energía solar estará determinado por el acceso global equitativo a la financiación y la voluntad política para ofrecer sistemas energéticos flexibles y adecuados a la realidad renovable”.

Los 10 principales mercados representan el 80 % de las instalaciones solares mundiales en 2023*, y la clasificación proviene desproporcionadamente de las economías avanzadas. Si bien el número de mercados solares avanzados (que instalan al menos 1 GW al año) creció en 2023 hasta llegar a 31 países** (frente a 28 en 2022), la lista no incluye en gran medida a las economías emergentes. Según el informe WEI 2024, el gasto en energía limpia en las economías emergentes y en desarrollo solo representa el 15% de la inversión total en energía limpia en todo el mundo. Es necesario invertir 12 billones de dólares para alcanzar el objetivo de la COP28 de triplicar las energías renovables para 2030; la energía solar alcanzará la mitad de este objetivo.

De cara al futuro, se espera que el mundo alcance más de 2 TW de capacidad solar total este año, después de haber alcanzado solo el nivel de 1 TW en 2022. Sin embargo, entre 2024 y 2028, se espera que el crecimiento interanual se desacelere en frente a altas tasas de interés, una crisis energética resuelta (por ahora) y redes en todo el mundo luchando por mantenerse al día con la demanda de energías renovables.

Michael Schmela, Director de Inteligencia de Mercado de SolarPower Europe, afirmó: “Es sólo una pequeña parte de la historia que se repite: el mundo revisa al alza sus estimaciones solares y podemos vislumbrar el enorme potencial de la energía solar. Para 2028, podríamos estar instalando más de 1 TW de energía solar al año. Ahora se trata de establecer objetivos acordes con la realidad y abordar los desafíos familiares ( permisos, regulaciones que permitan modelos comerciales rentables y la nueva frontera): la flexibilidad del sistema , a través de grandes cantidades de capacidades de almacenamiento de baterías. El sector está preparado para ofrecer un sistema energético descarbonizado, y los responsables políticos deben darse cuenta de que la solución climática y de seguridad energética está a sus puertas”.

Por ahora, parece que China determinará la tasa de crecimiento solar mundial, aunque sigue siendo uno de los mercados más dinámicos y difíciles de predecir. Solo en 2023, China instaló el 57% de la capacidad global (253 GW), equivalente a los niveles instalados a nivel mundial en 2022. En el lado manufacturero, un aumento masivo de la capacidad ha provocado caídas de precios de los paneles solares de alrededor del 50% el año pasado. y una creciente consolidación de la industria manufacturera solar en el país.

Sonia Dunlop, directora ejecutiva del Global Solar Council, dijo: “China continúa marcando el ritmo de la transición solar global. Pero para mantener vivo el 1,5°C, es más importante que nunca que nos mantengamos unidos como industria. Ningún país o empresa puede lograr este objetivo por sí solo. Debemos trabajar juntos para construir nuevos mercados con potencial sin explotar, crear cadenas de suministro justas y resilientes e inyectar enormes cantidades de financiación para que la energía solar lidere la transición energética”.

Para comprender mejor los desarrollos solares en China, el informe de este año cubre el país en un capítulo dedicado, proporcionado por el Consejo Solar Global y su miembro, la Asociación China de Industrias de Energía Renovable (CREIA).

Lanzado anualmente en Intersolar Europe en Munich, el Global Market Outlook for Solar Power se produce en asociación con el Global Solar Council.

Notas

Para comparar las instalaciones anuales con el consumo de electricidad en varios países, utilizamos un factor de capacidad del 17%, según lo estimado por la Agencia Internacional de Energías Renovables. Un factor de capacidad es la relación entre la producción de energía real de un sistema de energía solar durante un período determinado y la producción de energía máxima posible si el sistema funcionara a plena capacidad de forma continua durante ese período. Los datos sobre el consumo de electricidad en los países mencionados se extraen de los datos de 2021 de India y Brasil a través de la Administración de Información Energética de EE. UU., mientras que los datos europeos son de 2023 y Ember.

Los 10 principales mercados solares en 2023

País
Instalaciones 2023

Porcelana
253 GW

Estados Unidos
32,4 GW

Brasil
15,4 GW

Alemania
15,0 GW

India
12,5 GW

España
8,9 GW

Japón
6,2 GW

Italia
5,2 GW

Australia
5,1 GW

Países Bajos
4,9 GW

**Mercados a escala de 31 GW en 2023

País
Instalaciones 2023

Porcelana

253 GW

Estados Unidos

32,4 GW

Brasil

15,4 GW

Alemania

15,0 GW

India

12,5 GW

España

8,9 GW

Japón

6,2 GW

Italia

5,2 GW

Australia

5,1 GW

Países Bajos

4,9 GW

Polonia

4,6 GW

Sudáfrica

3,2 GW

Francia

3,2 GW

Emiratos Árabes Unidos

3,1 GW

Corea del Sur

3,0 GW

Pavo

2,7 GW

Taiwán

2,7 GW

Austria

2,7 GW

Suecia

2,0 GW

Arabia Saudita

1,9 GW

Bélgica

1,9 GW

Reino Unido

1,8 GW

Chile

1,6 GW

México

1,7 GW

Grecia

1,6 GW

Hungría

1,6 GW

Suiza

1,5 GW

Portugal

1,5 GW

Rumania

1,5 GW

Pakistán

1,3 GW

Bulgaria

1,2 GW

Tenga en cuenta que estas cifras se basan en los modelos de SolarPower Europe, que se basan en varias fuentes diferentes.

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El día de ayer, con amplia mayoría, la Comisión Primera de la Cámara habilitó el debate para darle vida a Ecominerales, una empresa industrial y comercial del Estado, con la que se pretende:

Que el Estado dinamice la competencia en el sector minero formal, con el propósito de que la actividad del sector mejore en eficiencia y productividad, cuidando los valores asociados a la sostenibilidad.
Generar condiciones de seguridad territorial en zonas de actividad minera, al promover competencia legal, asociatividad y formalización.
Impulsar un proceso de industrialización y crecimiento al trabajar de la mano con asociaciones mineras, generando mayores ingresos que aportan al nivel territorial.

Ecominerales es una empresa que responde a la necesidad de impulsar una nueva política minera en Colombia, eficiente, ordenada, económicamente rentable, respetuosa de la soberanía, y en la que Estado y el sector privado puedan trabajar conjuntamente en el desarrollo de prácticas para promover la seguridad territorial, la industrialización y la competencia entre las empresas que hacen parte del sector.

Así, Ecominerales logrará potenciar la minería formal e impactar en el crecimiento para fortalecer la industrialización del país para el desarrollo territorial buscando acabar los altos niveles de informalidad e ilegalidad; reduciendo los niveles de conflictividad social en torno a las prácticas mineras, promoviendo seguridad y orden en los territorios; impulsando el compromiso ambiental; fortaleciendo el recaudo de regalías, el canon superficiario y otros ingresos; facilitando la gobernabilidad territorial; aumentando el valor de la exportación de bienes primarios; mejorando las condiciones de vida de la población minera a través de la formalización y la articulación de nuevas formas de crecimiento económico.

Adicionalmente, Ecominerales logrará los objetivos anteriores “planificando, impulsando las tecnologías limpias, y promoviendo el comercio justo”, aseguró el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho Morales.

Así mismo, tal y como quedó claro en la ponencia que se aprobó en el primer debate del proyecto, durante el debate en Comisión el Ministerio insistió en que Ecominerales:

Será una empresa pública que participa del mercado
Buscará competir con otras empresas para aumentar la eficiencia
Permitirá permitirá mayores ingresos al Estado y al sector minero.
Ordenará, promoverá y dará garantías de estabilidad jurídica a la Inversión Privada.
No otorgará títulos, ni hará el recaudo de regalías y desarrollará sus actividades de acuerdo con la normativa minera vigente.

Con la Creación de Ecominerales, el Ministerio de Minas y Energía impulsa una decisión más para ordenar y planificar la minería en Colombia y para que el Estado pueda recuperar y generar mayores recursos en el marco de un capitalismo responsable

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

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

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

Uno de ellos, es Miguel Lotero, ex viceministro de Energía de Colombia y experto en la formulación de políticas públicas para el sector minero energético, quien en exclusiva con este medio advierte que urge en Colombia el lanzamiento de una nueva Subasta de Cargo por Confiabilidad para antes de que finalice el año.

De acuerdo al experto, en lugar de una subasta de renovables como las últimas dos que se llevaron adelante en 2019 y 2021, se necesita que el gobierno lance un cronograma de cuándo será la próxima subasta por cargo de confiabilidad para que los inversionistas de los proyectos se puedan preparar.

¿Qué te pareció la subasta por cargo de confiabilidad?  ¿Crees que los proyectos adjudicados son los suficientes para hacer frente a la demanda del 2026 y 2027?

En la subasta por el Cargo por Confiabilidad vimos que había una necesidad por un estrés que se generó por el aumento de demanda debido al crecimiento económico del país.

En esa misma tasa se necesitan ampliar los proyectos de generación que entregan energía al sistema. En el análisis de demanda que hizo la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), estimó una demanda aproximada de 264 GW/h año para el periodo 2027 y 2028. Por eso se hizo la subasta de cargo por confiabilidad a principios de este año la cual era necesaria.

De esos 264 GW/h año, solo se alcanzaron a asignar 249 GW/h año. Eso es una señal importante de que no se logró cubrir toda la demanda de energía en firme para ese periodo. Por ende, es necesario hacer otra subasta por cargo por confiabilidad para poder cubrir las obligaciones de energía en firme.

¿Crees que además de este mecanismo, se necesitan más subastas de renovables como las que se han hecho en el pasado para la ejecución de nuevos proyectos?

Desde mi punto de vista, lanzar subastas dedicadas a renovables como las dos que hizo el gobierno anterior en 2019 y 2021 para asignar contratos a largo plazo y viabilizar proyectos, requiere un análisis mucho más profundo. 

Hoy en Colombia hay dos herramientas que funcionan permanentemente: los de asignación de contratos para renovables de largo plazo establecidos en la bolsa mercantil de Colombia y un mecanismo que se llama Derivex que también sirve para cumplir posiciones a corto y mediano plazo en el mercado de energía mayorista con contratos.

Los comercializadores saben gestionar portafolio y comprar energía variable y los desarrolladores de proyectos también tienen muy buen conocimiento de cómo financiar esos contratos en el mercado. Por eso, creo que el mercado está muy maduro y no es necesario una subasta centralizada para asignar más renovables. 

No obstante, insisto en que es necesario lanzar a fin de año otra subasta de cargo confiabilidad porque la que se lanzó no cubrió la demanda de energía para esos periodos de acuerdo a la información autorizada de la UPME.

Sería bueno que el gobierno lance un cronograma de cuándo será la próxima subasta por cargo de confiabilidad para que los inversionistas de los proyectos se puedan ir preparando. También es importante saber cómo van a abordar el precio. 

Entiendo la posición del gobierno que no quiere que el precio sea muy alto. El gobierno sacrificó cubrir menos demanda por tener un precio más barato. Sería muy importante que el gobierno publicará un cronograma o por lo menos dieran una señal de si esperan o no hacer una subasta a final de este año.

Teniendo en cuenta esa madurez del mercado, ¿hay posibilidades de alcanzar la meta del gobierno de las 6 GW?

Los 4 GW asignados por cargo por confiabilidad representan una señal importante. Si bien es probable que no se cumplan las en su totalidad, sí se espera que una suma importante entre en operación para el periodo estimado. 

Sumado a esto, hay 1.5 GW de proyectos que entrarán en operación en los próximos años. Por lo tanto, existe una probabilidad importante de que la meta del gobierno se cumpla. Sin embargo, el Estado debe superar los desafíos de la temporada invernal y los enredos típicos de permitting y de comunidades. 

Además, el plan de expansión de redes en Colombia tiene que ser muy clave en los próximos años para que estos proyectos puedan entrar.

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JA Solar tuvo una participación destacada como Diamond Partner en el Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), evento que congregó a más de 400 profesionales del sector renovable.

Allí, Victoria Sandoval, gerente de ventas para Latinoamérica de JA Solar, brindó una entrevista exclusiva en la que señaló que, independientemente del color político, es preciso que las autoridades que asuman el próximo 1 de octubre brinden claridad sobre el rumbo que tomará la cartera energética en el sexenio de gobierno entrante.

“Hay una gran necesidad de energía. Durante seis años se agregó muy poca capacidad. La demanda ha ido creciendo pero la oferta no. Entonces, indistinto del color: hay que hacer nuevos proyectos y la solución de energía más barata es energía solar”, señaló Victoria Sandoval.

De acuerdo con el Programa de Desarrollo del Sector Eléctrico Nacional (PRODESEN) para el periodo 2024-2038, la capacidad instalada de centrales eléctricas en el mercado eléctrico mayorista al cierre del 2023 es de 89,008 MW, de las cuales 28,519 MW corresponden a fuentes limpias y renovables.

Del total instalado, las centrales de energía solar fotovoltaica representan el 8,39 % de la matriz (7,469 MW) y siguiendo los pronósticos del PRODESEN 2024-2038 en este periodo se podrían adicional 12,729.3 MW de capacidad proveniente de energía solar (sin contar Generación Distribuida) lo que habría que esta tecnología supere los 20 GW instalados al 2038 y elevaría su participación en el mix energético nacional.

¿Cómo se podrían impulsar ese volumen de proyectos o superar aquellas cifras? Siguiendo el análisis de la referente empresaria, habría dos posturas sobre el porvenir que debería tener el sector en los próximos años. Por un lado, estarían aquellos optimistas que mantienen la expectativa de que haya un gran boom de proyectos renovables y otros más conservadores que consideran que el mercado iría creciendo de una forma más orgánica principalmente por los grandes pendientes de infraestructura de red y respaldo que vendría acompañado de un esquema de baterías.

Al respecto, es preciso indicar que la Comisión Reguladora de Energía (CRE) publicó el anteproyecto de acuerdo por el cual plantea las Disposiciones Administrativas de Carácter General para la Integración de Sistemas de Almacenamiento de Energía al Sistema Eléctrico Nacional.

Durante FES Mexico, el comisionado de la CRE, Walter Julián Ángel Jiménez, anticipó que esta propuesta persigue una integración ordenada de Sistemas de Almacenamiento de Energía Eléctrica (SAE) que contribuya a la Eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, Seguridad y Sustentabilidad del SEN, lo que sería un gran complemento para acompañar una transición ordenada hacia fuentes más limpias y competitivas como la solar.

«Por una lógica de costos, la mejor solución es energía solar», sostuvo Victoria Sandoval, gerente de ventas para Latinoamérica de JA Solar.

Accede a las declaraciones completas en el video de la entrevista realizada durante la primera edición del Future Energy Summit Mexico (FES Mexico).

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República Dominicana avanza con nuevas concesiones para proyectos de generación en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI). Durante la primera mitad de este año, la Comisión Nacional de Energía (CNE) reportó 30 solicitudes aprobadas, entre concesiones definitivas y provisionales.

De acuerdo con las resoluciones de otorgamiento, recomendación y otros procedimientos administrativos relacionados a las concesiones definitivas durante este año la CNE recomendó al poder ejecutivo otorgar 8 contratos de concesión definitiva, de las cuales 6 son renovables y 2 de gas natural.

En esta ocasión, las solicitudes renovables fueron 100% vinculadas a los proyectos de energía solar, con o sin baterías. En concreto, 6 fotovoltaicos a los que se les recomendó la suscripción de contratos a 25 años totalizan 647,48 MW. En tanto que los de gas natural que fueron dos, adicionan una capacidad instalada 550 MW (420 MW MANZANILLO y 130 MWn ENARGAS IV).

De esta manera, solo en el primer semestre de este año los proyectos con concesiones definitivas suman 1.197,48 MW. Los proyectos se detallan a continuación:

PARQUE SOLAR GIRASOL II (60 MWp solar) de la Empresa Generadora de Electricidad Haina (EGE Haina)
PIMENTEL ENERGY (151.88 MWp solar y 48.614 MWh de almacenamiento) de Medcap Energy Caribe, S.R.L.
PARQUE SOLAR TORNASOL (70 MWp solar) de la Empresa Generadora de Electricidad Haina (EGE Haina)
INSTALACIÓN FOTOVOLTAICA SANTA CLARA ENERGY GROUP (84 MWp solar y 80. 12 MWh de almacenamiento) de Santa Clara Energy Group, S.R.L.
ARDAVÍN SOLAR (101.6 MWp solar y 110 MWh de almacenamiento) de Ardavín Solar S.R.L
CENTRAL TERMOELECTRICA MANZANILLO (420 MW ciclo combinado con gas natural licuado como combustible principal) de Manzanillo Gas & Power S.A.
DICAYAGUA SOLAR PARK (180 MWp solar y 308 MWh de almacenamiento) de Dicayagua Solar Park S.R.L.
ENARGAS IV de (130 MWn de gas natural pudiendo operar también con fuel oil) de la Compañía de Electricidad de San Pedro de Macorís (ENARGAS)

Tras el éxito alcanzado durante el año 2023, registrando un récord de 14 concesiones definitivas a un total de 1.235,39 MW de capacidad, llegar en los primeros seis meses del año 2024 a 1.197,48 MW resulta prometedor para este mercado.

Por otro lado, suman 22 las solicitudes aprobadas de concesiones provisionales destinadas a realizar las prospecciones, análisis y estudios relativos a la construcción, instalación y puesta en servicio de obras de generación de energía eléctrica. De estos proyectos presentados, la totalidad son de tecnologías renovables, 20 solares y 2 eólicos.

PARQUE SOLAR DOMINICANA AZUL II (124.168 MWp solar y 117. 964 MWh de almacenamiento) de Zenith Energy Corp S.R.L.
CARIBE FARMS SOLAR I (110.14 MWp solar y 114.57 MWh de almacenamiento) de Isla Dominicana de Petroleo Corporation
PARQUE CARIBE SOLAR (123.127 MWp solar y 120 MWh de almacenamiento) de Caribe Energía Renovable CAENER S.R.L.
GUAYUBÍN SOLAR I (100.035 MWp solar y 30 MWh de almacenamiento)  de Manzanillo Energy S.A.S.
WATSOL ENERGY (78.54 MWp solar y 44.8 MWh de almacenamiento)  de Watsol S.R.L.
PARQUE SOLAR ECO NORTE (7.5 MWp solar) de RAAS SOLAR S.R.L.
PARQUE FOTOVOLTAICO FV6 (108.7 MWp solar y 26 MWh de almacenamiento)  de Energía Turística Enertur S.A.
PARQUE FOTOVOLTAICO NIGUA SOLAR (24.87 MWp solar) de Impulsa Clean Energy S.A.S.
PLANTA ITABO SOLAR (68.45 MWp solar) de la Empresa Generadora de Electricidad Itabo S.A.
PARQUE SOLAR ESPERANZA II (85 MWp solar) de la Empresa Generadora de Electricidad Haina (EGE Haina)
GUAYABÍN SOLAR II (100.035 MWp solar y 30 MWh de almacenamiento) de Manzanillo Energy S.A.S.
Parque Fotovoltaico FV5 (15.1 MWp solar y 10.8 MWh de almacenamiento) del Consorcio Energético Punta Cana-Macao (CEPM) S.A.
COSTA AZUL SOLAR (124.155 MWp solar y 117.964 MWh de almacenamiento) de Flex Energy S.R.L.
PARQUE EÓLICO LOS CACAOS (50 MW eólicos) de Generación Eólica Los Cacaos S.R.L.
PARQUE FOTOVOLTAICO ATASOL (63.57 MWp solar) de ATASOL S.R.L.
VIENTOS DEL JOVERO (49.5 MW eólicos) de la Inmobiliaria Jovero S.R.L.
PARQUE SOLAR COLIBRI (140 MWp solar y 116.16 MWh de almacenamient) de la Empresa Generadora de Electricidad Haina (EGE Haina)
CENTRAL FOTOVOLTAICA PORVENIR (54.84 MWp solar) de Selta Renovables S.R.L.
PARQUE SOLAR THOMAS ALVA EDISON BONAO (625 MWp solar y 240 MWh de almacenamiento) de Dr. Fechter Clean City S.R.L.
FV4-SUMIDEROS (69.7 MWp solar y 40 MWh de almacenamiento) del Consorcio Energético Punta Cana-Macao (CEPM) S.A.
PARQUE SOLAR CAYENA (150 MWp solar) de la Empresa Generadora de Electricidad Haina (EGE Haina)
GUAYABÍN SOLAR III (99.97 MWp solar y 90.84 MWh de almacenamiento) de Bulusma S.R.L.

Las 22 concesiones provisionales otorgadas este año suman 2.376,88 MW y superan en gran medida a las registradas en 2023 (26 solicitudes por 1.795,49 MW), demostrando una vez más el gran interés del inversionista en apostar por nuevos proyectos de generación en este mercado.

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

En efecto, como ya había anticipado este medio, el Gobierno de Ecuador presentó su mapa solar (ver video), un estudio sobre el potencial del país para la energía fotovoltaica, con la identificación de las ubicaciones para siete proyectos fotovoltaicos con una potencia en conjunto de cerca de 1.500 megavatios.

Tres de estos proyectos se realizarán en Pichincha (248 MW), dos en Imbabura (630 mw), uno en Cotopaxi (536 MW) y el más pequeño en Chimborazo (167 MW).

En este contexto, Rodrigo Quezada, especialista del sector y fundador de ARQO Projects Partners Advisory es optimista y confía a Energía Estratégica que esas plantas podrían construirse en el corto plazo, siempre y cuando se avance en un marco regulatorio transparente con reglas claras que otorgue certidumbre a la inversores.

“Para este año el gobierno definió 7 proyectos solares de 1500 MW que serían factibles de realizarse con inversión privada. Se estima que mejorando la regulación estos podrían desarrollarse en 3 años”, afirma.

“La expectativa es que los gobiernos locales se involucren y que permitan llevar adelante estos proyectos a través de concesiones público privadas. Si se dan las directrices correctas, estas concesiones le abrirán el juego a la inversión privada y dinamizarían el sector”, agrega. 

De esta forma, Quezada sugiere crear microrredes autosostenibles a nivel territorial, es decir, núcleos o clústeres de energía para abastecer las diferentes zonas conformadas por pequeños inversionistas locales.

 Además, propone impulsar Acuerdos de Compra Venta de Energía (PPA) entre estas cooperativas y clientes privados y estatales para promover modelos de desarrollo de proyectos comunitarios y cooperativos.

A su vez, afirma que es necesario crear un reglamento de generación distribuida para generar mayor certidumbre e incentivar la actividad. 

“La regulación secundaria a nivel reglamentaria es lo que falta. Hay muchas empresas privadas que ya empiezan a realizar proyectos de hasta 2 MW para abastecer sus necesidades. Hay mucho por crecer, necesitamos promover este segmento”, insiste.

Por otro lado, destaca la urgencia de trabajar en materia de hidrógeno verde donde el país está muy retrasado respecto a sus pares latinoamericanos como Chile y Colombia. 

 “Recién se ha planteado una hoja de ruta de hidrógeno verde, y la creación de la regulación está en sus etapas iniciales. Se necesita mayor apertura a la inversión privada y que haya asignaciones de proyectos para que no se desperdicien las oportunidades que tiene el Ecuador”, concluye.

La entrada Estiman que se podrían adicionar 1500 MW renovables en los próximos 3 años en Ecuador se publicó primero en Energía Estratégica.

La Asociación de Mujeres en Energías Sustentables (AMES), una agrupación de profesionales del sector energético conformada en Argentina en el año 2019, eligió nuevas autoridades y se encamina a formalizar próximas alianzas en el ámbito local e internacional.

La nueva Comisión Directiva está liderada por María Verónica Barzola, responsable de Comunicación, Relaciones Internacionales y Asuntos Públicos de Goldwind; y Cecilia Giralt, abogada y consultora internacional en energías renovables e hidrógeno verde.

En una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, la presidenta de AMES comentó que en cinco años, sus miembros han aumentado de 11 socio fundadoras a 90 profesionales de distintas disciplinas del sector.

Con el objetivo de ampliar el alcance de las ideas que promueven, además de crecer en asociadas, Barzola indicó que explorará sinergias con otras entidades. Aquello reforzaría las alianzas que ya cuentan con cerca de 15 instituciones en Argentina y resto de la región en búsqueda de más y mejores resultados.

“Tenemos una enorme voluntad de crecer y realmente generar un lugar donde las mujeres se puedan mostrar en un lugar de liderazgo y puedan ser el aspiracional para otras que elijan también carreras técnicas o carreras STEM”, expresó.

Esta misión sería compartida por el resto del equipo de la Comisión Directiva, con Luciana Tapia Rattaro, abogada especializada en recursos naturales y políticas públicas, como secretaria de AMES; Gabriela Guzzo, ingeniera gerente Comercial Senior de Genneia, como tesorera de AMES; y cuya Comisión Fiscalizadora sería encabezada por Veronica Tito, abogada magister en gestión de la Energía, consultora en Energía y Ambiente, junto a su suplente María Pía Di Nano, lic en Análisis Ambiental, docente y consultora Ambiental en Cauquen SRL.

También acompañarían como vocales, Anahí Soto, secretaria de Infraestructura de la Municipalidad de Catriel en Río Negro; Karla Lemoine, abogada coordinadora de proyectos de Unicorgreen; Lin Siem, ingeniera gerente de Gestión y Servicio en Servicio Satelital S.A., Carina Buccieri, ingeniera mecánica jefa de Innovación en ENARGAS; Wenmo Ji, lic. en lengua y literatura hispánica CEO de EnergyChina; Sofia Toribio, ingeniera electromecánica analista de datos en VEMO-Movilidad limpia.

¿Cómo fueron los inicios de AMES? ¿Cómo es el diálogo que lleva a cabo esta asociación de mujeres con autoridades de gobierno? ¿Qué nuevos objetivos de gestión tendrá AMES? Fueron algunas de las preguntas que respondió María Verónica Barzola, presidenta de la Asociación de Mujeres en Energías Sustentables (AMES) durante el ciclo de entrevistas «Protagonistas» de Energía Estratégica.

La entrada AMES refuerza su compromiso por promover la equidad en el sector energético se publicó primero en Energía Estratégica.

Anabática Renovables, compañía especializada en consultoría técnica para empresas dedicadas a proyectos de energía eólica, solar, H2V y almacenamiento, ha fortalecido sus operaciones en Argentina, a través de la apertura de la oficina en la ciudad de Buenos Aires. Esta apertura representa un hito histórico para la consultora, que busca posicionarse como un actor relevante en el mercado energético latinoamericano.

En el marco de su proceso de transición energética, el mercado argentino -al igual que el resto de los países de la región- enfrenta desafíos significativos para avanzar en esta senda, para lo cual debe proyectar mejoras en infraestructura y la promoción de una regulación que promueva el desarrollo de tecnologías limpias que apunten a disminuir las emisiones contaminantes, como también los costos de suministro, entre otros factores.

Este panorama implica importantes avances en términos técnicos y de financiamiento para la industria trasandina, lo que -a su vez- abre grandes desafíos de cara al futuro, especialmente tras las auspiciosas cifras del país. Según datos de CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista S. A), en abril de 2024, Argentina alcanzó un nuevo récord al abastecer el 18,6% de su demanda eléctrica con energías renovables. Este hito fue posible gracias a la contribución de diferentes fuentes de energía limpia.

La energía eólica lideró con 1.376,3 GWh (74,1%), seguida por la energía solar con 283,3 GWh (15,2%), los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos con 126,4 GWh (6,8%) y las bioenergías con 70,4 GWh (3,8%). En total, la generación de energías renovables fue de 1.856,4 GWh, frente a una demanda de 10.000 GWh en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Al incluir la energía hidroeléctrica de grandes plantas (más de 50 MW), la generación total de renovables alcanzó 4.145,93 GWh, cubriendo el 41,45% de la demanda eléctrica del país.

En respuesta a estos desafíos, la oficina técnica de Anabática Renovables en Argentina busca ser un aliado estratégico para sus clientes, de manera de fortalecer sus servicios y alcances, contribuyendo a la descarbonización de la matriz energética de los países en los que presta servicios. «Creemos firmemente en la capacidad de las y los profesionales argentinos para abordar los desafíos del desarrollo de proyectos energéticos de fuentes renovables. Argentina ha demostrado un crecimiento significativo en cuanto a la potencia renovable instalada en la última década y confiamos que desde nuestra trayectoria y experiencia podremos ser un importante aliado para la industria trasandina», señaló Ricardo González, Gerente General de Anabática, quien, además, participó como profesor en la Maestría de Energías Renovables de la UTN (Universidad Tecnológica Nacional de Argentina) durante los 10 primeros años del programa.

Por su parte, Marco Zazzini, Gerente Técnico de Anabática, destacó el conocimiento de la compañía sobre los mercados de Chile y Argentina. «Buscamos compartir nuestra experiencia en un mercado con grandes desafíos técnicos, apoyar a nuestros clientes actuales en el país y brindar nuevas soluciones para los desarrolladores argentinos. Es un honor para Anabática participar en la diversificación de su matriz energética y brindar frescura a las posibilidades en consultoría técnica local».

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El 31 de mayo, LONGi Green Energy Technology Co. Ltd. (en adelante “LONGi”) celebró oficialmente su tercera “Semana de la Sostenibilidad” y publicó el “Informe de Sostenibilidad 2023”. El informe es la séptima publicación consecutiva de informes de responsabilidad social y desarrollo sostenible de LONGi, y revela las acciones y los logros de la empresa en materia de protección medioambiental, responsabilidad social y gobierno corporativo (ESG) en 2023.

El informe muestra que, a finales de 2023, los envíos acumulados de obleas de silicio de LONGi superaron los 414.24GW, lo que representa el 27% de la capacidad fotovoltaica instalada acumulada mundial. Esto puede generar 1,736.1 millones de kWh de electricidad verde, equivalente a evitar 812 millones de toneladas de emisiones de dióxido de carbono, equivalente a plantar 4.06 mil millones de árboles, haciendo una contribución significativa a la acción climática global y al desarrollo sostenible.

LONGi se ha comprometido a convertirse en un defensor, profesional y líder del desarrollo sostenible en el campo de la energía limpia global, haciendo una contribución positiva al desarrollo sostenible global verde y bajo en carbono y a la realización de un futuro con cero emisiones de carbono. En un momento en que los países están creando rápidamente sistemas de divulgación de información sobre desarrollo sostenible corporativo, el informe demuestra a todas las partes la firme confianza de LONGi, sus acciones pragmáticas y sus logros graduales en la práctica del desarrollo sostenible.

Portada del Informe de Sostenibilidad de LONGi 2023

Desarrollo sostenible integrado en la gestión estratégica de LONGi

En 2023, LONGi estableció un objetivo de desarrollo sostenible de “Asequible para todos”, así como el concepto de equidad energética de “Solar para todos”, impregnando la filosofía empresarial de LONGi con buena voluntad, y equilibrando los requisitos de la sociedad, el medio ambiente y las partes interesadas al tiempo que se lograba valor empresarial, e integrando continuamente el concepto en la estrategia y las operaciones.

El informe muestra que, en 2023, el Comité Estratégico del Consejo de Administración de la empresa amplió sus funciones de desarrollo sostenible, estableció un Comité de Desarrollo Estratégico y Sostenible y aumentó la participación del consejo en la planificación del desarrollo sostenible, estableciendo un nuevo marco de gobernanza de desarrollo sostenible y ESG.

En el nivel de gestión de la empresa, LONGi coordinó la planificación del desarrollo sostenible y la gestión de los principales problemas a través del Comité de Gestión Estratégica, y nombró a un Director de Sostenibilidad (CSO) para representar a la empresa en la promoción de la comunicación y el intercambio con las partes interesadas. La creación de una Oficina de Desarrollo Sostenible y ESG en el Centro de Gestión Estratégica de la empresa se dedica a integrar profundamente el concepto de desarrollo sostenible en el proceso de planificación estratégica y gestión operativa de la empresa.

LONGi logra un notable éxito en la mejora de ESG en 2023

El informe indica que en 2023 la inversión de LONGi en protección ambiental ascendió a 558.326 millones de yuanes, un aumento del 38% en comparación con 2022. LONGi mejora continuamente el refinamiento de la gestión ambiental en su proceso de producción y operación, aumenta la inversión ambiental y reduce persistentemente el impacto ambiental. Actualmente, LONGi ha logrado una tasa de cobertura del 100% para la certificación del sistema de gestión medioambiental ISO 14001 en todas sus bases de producción globales, y una tasa de cobertura del 100% para las evaluaciones de riesgos medioambientales.

En 2023, LONGi completó un total de 509 proyectos de mejora energética e inició 118 proyectos de procesos de ahorro de agua, logrando un ahorro de agua de 5.529 millones de toneladas en el año. En particular, la fábrica de Ordos ha logrado el “Drenaje Cero” de aguas residuales, aliviando significativamente la presión del uso del agua en la región de Ordos, que se enfrenta a una escasez de recursos hídricos.

LONGi ha sido galardonada con el título de “Sustainable Disclosure Standards Pioneer Partner” por el Consejo Internacional de Normas de Sostenibilidad (ISSB), obtuvo una calificación plata por su desempeño en responsabilidad social corporativa por EcoVadis, y recibió una calificación “B” por el cambio climático y la seguridad del agua de CDP (Carbon Disclosure Project) en 2023. LONGi también ha sido clasificada en primer lugar del sector durante tres años consecutivos en el Índice de Transparencia de la Acción Corporativa (CATI) por el Institute of Public and Environmental (IPE), alcanzando un estándar líder en el sector.

Profundizar en la acción climática para facilitar la coexistencia del ser humano y la naturaleza

LONGi aborda activamente el cambio climático identificando, evaluando y gestionando sistemáticamente los riesgos climáticos, y cumpliendo continuamente sus compromisos de acción climática para promover la electricidad verde, las bajas emisiones de carbono y la conservación de la energía y la reducción de emisiones.

En 2023, LONGi se convirtió en la primera empresa fotovoltaica de China certificada por la iniciativa Science Based Targets (SBTi) por sus objetivos de carbono. En la 28ª Conferencia de las Partes de las Naciones Unidas (COP28), LONGi también publicó su tercer “Libro Blanco de Acción Climática” y la solución de neutralidad de carbono “Energía Verde+ Hidrógeno Verde”, impulsando la transición energética global y el proceso de acción climática; llevó a cabo proyectos de restauración ecológica del desierto utilizando fotovoltaica y lanzó el “Plan de Vida Cero Carbono para Pandas” utilizando el poder de la fotovoltaica para apoyar la conservación de la biodiversidad.

En la COP28, LONGi instaló un Pabellón Solar y se convirtió en socio global del Alto Comisionado de las Naciones Unidas para los Refugiados (ACNUR). Las dos partes cooperarán en la acción climática, la equidad energética y la transformación verde, avanzando en el camino del desarrollo sostenible y ESG.

LONGi se adhiere a la filosofía del empoderamiento y colabora con sus socios de la cadena de suministro para construir conjuntamente una cadena de suministro ecológica y sostenible. Lleva a cabo la gestión del ciclo de vida completo de la RSC de los proveedores, mejorando las actividades empresariales de los proveedores para lograr altos estándares de gestión ESG; ha completado la primera fase del “Programa de Empoderamiento de Socios Verdes” de formación y contabilidad de carbono para 50 proveedores clave; la tasa de firma del “Código de Conducta de RSC de Proveedores de LONGi” ha alcanzado el 100%.

En la actualidad, el “Código de Conducta de RSC para Proveedores de LONGi” ha alcanzado una tasa del 100% en el uso de normas sociales y medioambientales para seleccionar nuevos proveedores, y 60 proveedores clave de primer nivel han obtenido la certificación de fábrica verde. Al mismo tiempo, LONGi ha realizado estudios de la cadena de suministro de minerales conflictivos en 13 proveedores de materiales de estaño, promoviendo la adquisición responsable e impulsando el desarrollo sostenible de la cadena de valor.

En 2023, LONGi también formuló el “Plan de refuerzo de las capacidades ESG de los proveedores 2024-2028”. Abarca cuatro dimensiones clave: cumplimiento de la calificación del proveedor, sistema de gestión, derechos laborales y capacidades de gestión de medio ambiente, salud y seguridad, mejorando ampliamente la gestión y el rendimiento ESG de los proveedores.

LONGi cree que una empresa no existe por sí misma, sino para alinearse con las tendencias de los tiempos y las necesidades de la sociedad, y para satisfacer y beneficiar el desarrollo de la humanidad. En el proceso de alcanzar el objetivo global de cero emisiones netas, LONGi asume la misión y la responsabilidad de promover el desarrollo sostenible para la humanidad.

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El 11 de junio de 2024, RISEN Energy, fabricante chino pionero de módulos fotovoltaicos, recibió a una delegación de la Companhia Energética de Minas Gerais (CEMIG) en sus instalaciones en China. El objetivo de la visita era reforzar la asociación entre las dos empresas, explorar nuevas oportunidades de colaboración en el sector de las energías renovables y conocer la nueva unidad de producción de células y módulos fotovoltaicos con tecnología de heterounión (HJT), recientemente inaugurada.

La delegación de CEMIG estuvo formada por Iuri Mendonça, Director General de CEMIG SIM, Osias Galantine, Director de Compras y Logística de Cemig, Mauricio Dall Agnese, Director de Estrategia, Medio Ambiente e Innovación de Cemig y Gabriel Furtado, Director de Planificación de Materiales de Cemig.

La visita comenzó con una reunión en la que se discutieron las perspectivas del mercado de las energías renovables y se presentaron estudios de tecnologías y procesos de los productos de RISEN Energy para garantizar la calidad en la entrega del producto a sus clientes. Este intercambio de información fue esencial para alinear las estrategias de ambas empresas e identificar sinergias que puedan ser aprovechadas en el futuro.

A continuación, la delegación de la CEMIG fue invitada a un almuerzo tradicional chino, acompañada también por el Jefe Global de Ventas de RISEN Energy, Bob Hao, Ricardo Marchezini, Country Manager de RISEN Energy Brasil, Nannan Wang, Senior Sales Manager de RISEN Energy y miembros de Risen Energy Latin America, lo que supuso una rica experiencia cultural y un momento para estrechar los lazos entre los equipos.

El programa continuó con una visita al Centro de Investigación y Desarrollo (I+D) y al laboratorio de pruebas de Risen Energy. Durante la visita, los directivos de CEMIG pudieron ver de cerca las inversiones en tecnología y las pruebas meticulosas para garantizar la entrega de un producto de calidad en el desarrollo de productos innovadores que hacen del fabricante un líder en el mercado de la energía solar.

Ricardo Marchezini, responsable de RISEN Energy Brasil, destacó la importancia de recibirles en nuestras fábricas de China: «La asociación con la CEMIG es crucial para nuestra estrategia de expansión en el mercado brasileño y en América Latina. La visita a las instalaciones de RISEN Energy nos ha permitido mostrar la avanzada tecnología y las inversiones en I+D que estamos realizando. Estamos seguros de que esta asociación aportará importantes beneficios a ambas empresas y al sector energético en su conjunto».

Los visitantes también tuvieron la oportunidad de visitar la sala de exposiciones de RISEN Energy, donde se presentaron las últimas novedades y lanzamientos de productos. Esta visita puso de relieve la capacidad de RISEN Energy para proporcionar soluciones energéticas avanzadas y sostenibles en línea con las necesidades del mercado mundial y sus futuras inversiones en nuevas instalaciones de fabricación y tecnologías de producto.

La visita concluyó con un recorrido por la nueva fábrica donde se producen las células y paneles fotovoltaicos de tecnología de heterunión (HJT) de RISEN Energy. Situada en la base de Nanbin, esta instalación es una de varias plantas con una capacidad de producción de 15 GW de células HJT y 15 GW de módulos, en una superficie de 965.333 metros cuadrados, con una inversión total de 15.200 millones de yuanes. Durante el recorrido, los visitantes pudieron conocer el proceso detallado de fabricación de las células y módulos HJT, desde la fabricación de las células hasta el módulo acabado, destacando la tecnología de vanguardia empleada por RISEN Energy y la calidad en la fabricación de los módulos, líder en la distribución mundial de esta tecnología desde 2019.

Iuri Mendonça, CEO de CEMIG SIM, destacó la importancia de esta asociación: «Nuestra premisa es implementar las mejores prácticas de gobernanza, lo que incluye a nuestros socios y proveedores. La oportunidad de compartir conocimientos y ver de cerca los proyectos de vanguardia de RISEN ratifica una conexión ya establecida que promoverá aún más innovación en nuestra planificación estratégica de crecimiento. Nos traemos de China la certeza de que ofreceremos al mercado lo mejor en términos de tecnología punta en lo que a módulos fotovoltaicos se refiere, contribuyendo de forma eficaz a la transición energética mundial.»

Esta visita marcó un paso importante en la relación entre RISEN Energy Brasil y CEMIG, que firmaron un contrato en diciembre de 2023 para el suministro de 750MWp de módulos fotovoltaicos RSM132-8-660BMDG, un testimonio del compromiso de ambas empresas con la innovación y la sostenibilidad en el sector energético.

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Growatt, proveedor líder mundial de soluciones de energía distribuida, estará presente en Intersolar Europe 2024- La feria líder mundial de la industria solar que se celebrará los días 19-20-21 de Junio en Munich, la participación de Growatt en Intersolar es un paso estratégico para consolidar su posición como líder en el mercado, siendo uno de los eventos más importantes en el mundo de la energía solar, reuniendo a profesionales, expertos y empresas líderes en el sector.

Growatt aprovechará esta plataforma para presentar sus últimos avances tecnológicos y demostrar su compromiso con la innovación y la excelencia.

«Growatt ha conseguido establecerse como uno de los principales fabricantes de inversores y sistemas de almacenamiento de energía en Europa. El compromiso con los instaladores de todo el continente ha establecido una fructífera asociación con los principales intermediarios del mercado, y es una clara señal de que Growatt se asienta en el merado a largo plazo. Una impresionante gama de productos y servicios garantizará que Growatt siga creciendo y prosperando en uno de los mercados fotovoltaicos más importantes a nivel mundial», comentó Markus A.W. Hoehner, fundador y CEO de EUPD Research.

Entre los productos que se presentarán en Intersolar se encuentran los inversores FV de última generación de Growatt, diseñados para maximizar la eficiencia y la producción de energía, así como las nuevas soluciones para terrazas y balcones más pequeños, con el microinversor NEO 800M-X y el nuevo e innovador sistema de almacenamiento para terrazas NOAH 2000.

Además de la gama híbrida Battery Ready, comuesta por el inversor monofásico preparado para batería MIN-XH, disponible en potencias de 2,5 kW a 6 kW, Growatt también expondrá los inversores trifásicos MOD 3-10KTL3-XH y MID 11-30KTL3-XH, que cubren todas las áreas relevantes para el sector residencial; todos ellos compatibles con la nueva batería APX HV, que tiene un diseño modular y puede ampliarse en cualquier momento en pasos de 5 kWh hasta una capacidad energética máxima de 30 kWh y posee un opttimizador de energía en cada uno de los módulos de almacenamiento.

A las soluciones residenciales mencionadas, Growatt también presenta sus inversores híbridos WIT para el sector C&I. Habiendo dos series diferentes, la WIT 29.9-50K-XHU con el sistema de almacenamiento en batería AXE 30-65H-E1 y la WIT 50-100KTL3-HU con la batería comercial APX. Estos productos pueden verse in situ y experimentarse en acción.

Por supuesto, en la feria también se expondrán otros productos de la amplia cartera de Growatt, como los inversores aislados SPF 6000ES Plus, los cargadores THOR EV y las estaciones de energía portátiles como Growatt HELIOS, INFINITY o VITA.

Growatt se enorgullece de su compromiso con la sostenibilidad y la protección del medio ambiente. Sus productos están diseñados para ser respetuosos con el medio ambiente y contribuir a la transición hacia una economía baja en carbono.

Al participar en INTERSOLAR, Growatt busca no solo promover sus productos, sino también fomentar la conciencia sobre la importancia de la energía solar y su papel en la transición energética hacia un futuro más sostenible.

En el stand de Growatt, los visitantes podrán ver de cerca los dispositivos expuestos, tocarlos y hablar de ellos con los expertos de Growatt. Alemania ha demostrado que es líder en el campo de la energía solar y Growatt está preparado para seguir apoyando este progreso con sus innovadoras soluciones energéticas.

Visite Growatt durante Intersolar en el stand B3.230.

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De acuerdo a las estimaciones de SER Colombia, existen en construcción 14 proyectos renovables cuya fecha de entrada en operación oscila entre el 2024 y 2025 y 44 proyectos en fases de desarrollo tempranas previstos para iniciar su construcción antes del 2025. Con ello, se espera cuadruplicar la capacidad instalada actual de energías limpias.

Esa ola de inversiones refleja el interés del sector por diversificar la matriz en Colombia, no obstante, expertos alertan que el país no está exento de desafíos.

Uno de ellos es Daniel Maya, CEO de Enexa, empresa dedicada a servicios energéticos, quién el marco de una jornada regulatoria y técnica organizada por SER Colombia y Mundo Eléctrico (ver transmisión), destacó: “Si bien Colombia es uno de los países más maduros en regulación de Latam, aún existen vacíos normativos y procesos poco eficientes. El permitting y todos los requisitos previos para iniciar la construcción es una tarea titánica para los desarrolladores”.

Y agregó: “Durante los últimos meses, muchas plantas se han construido pero no han podido aportar aún energía al sistema eléctrico nacional por trabas regulatorias y exigencias adicionales de los operadores de red. Eso genera demoras en la entrada en operación de los proyectos”.

Además, planteó que Colombia no tiene infraestructura suficiente a nivel logístico: se necesitan más equipos, vías y puertos, sobre todo, para la ejecución de centrales de gran escala.

“Sin inversión y financiación no hay transición. El éxito de las renovables dependerá de la voluntad de las autoridades por sacar este sector adelante. Dependerá de la coherencia de las políticas públicas porque siempre es importante tener reglas de juego claras”, afirmó. 

A pesar de todos estos retos, Maya es optimista y considera que Colombia tiene condiciones sólidas que atraen la inversión. Señaló que el país cuenta con buena mano de obra calificada de técnicos electricistas y que existen muchos programas de capacitación en energía solar. 

También habló de la potencialidad de que se genere un mercado de Comunidades Energéticas. El gobierno está elaborando una regulación al respecto para estructurarlas Lo cual genera mucha expectativa del sector. 

Además, explicó que las nuevas tecnologías hacen cada vez más atractivas a las plantas fotovoltaicas. Las herramientas de software y los sistemas de control y monitoreo permiten estimar mejor la planeación de obra para no tener problemas a nivel constructivo lo cual genera mayor confianza. 

“Se esperan más inversiones, sobre todo, de energía solar en Colombia. Para ello, es importante que todo el sector trabaje con el sector público para tener una matriz más resiliente. Hay mucha inquietud por lo que puede pasar en los próximos años con El Niño. Este lo atravesamos raspando, por lo que hay que estar más preparados en futuras temporadas”, concluyó.

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De acuerdo al ranking 2023 de EY, Perú se ha consolidado como el quinto país más atractivo de América Latina para invertir en energías renovables.

Si bien ha retrocedido un puesto en el último año, pasando al número 41 a nivel mundial, el país muestra un crecimiento sostenido en la generación de energía a partir de Recursos Energéticos Renovables (RER).

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

Según las estimaciones de EY, en octubre de 2023, la generación energética por RER representó el 9.4% del total, con una mayor contribución de proyectos eólicos (40.4%), hidráulicos (37.9%) y solares (16%). 

De esa generación fotovoltaica, existen 7 centrales claves ubicadas en las regiones más estratégicas del país que inyectan energía limpia al sistema y contribuyen a disminuir las emisiones de carbono.

1.Central Solar Repartición

Ubicada Caylloma, Arequipa, fue una de las plantas fotovoltaica pionera en el país. Con una potencia instalada de 22 MW, fue desarrollada por Grupo T Solar Global S.A y produce anualmente 37.44 GWh. Abarca 105 hectáreas de terrenos ocupados por 55.704 módulos fotovoltaicos.

2.Central Majes Solar 

También en Caylloma, Arequipa, esta planta fue desarrollada por Grupo T Solar Global S.A y cuenta con una producción anual estimada de 36.63 GWh y una potencia instalada de 22 MW.

3.Central Moquegua FV. 

Ubicada en el km 1,190 de la Panamericana Sur en Mariscal Nieto, Moquegua tiene capacidad nominal de 16 MWp y produce 43 GW por año.

Usa módulos solares móviles para generar electricidad renovable y la conecta a la red eléctrica a través de 16 centros de transformación e inversores. Comenzó operaciones comerciales en diciembre de 2014.

4.Central Panamericana Solar

Se encuentra en el km 1.190 de la Panamericana Sur en los distritos El Algarrobal y Moquegua, en la provincia sureña de Mariscal Nieto. Su producción anual contratada es de 50,676 GWh.

La planta cuenta con una potencia instalada de 20 MW y está conformada por 72.000 paneles solares, de 290 W pico c/u, todos ellos de estructura metálica en acero galvanizado.

La estructura está anclada sobre pilotes circulares de hormigón. La central está equipada con 174 sistemas de seguimiento solar y ocupa un área de unas 123 hectáreas.

Central Rubí

Fue construida por Enel en Mariscal Nieto, Moquegua a una altitud de 1481 msnm. Con una potencia de 144,48 MWp oficial se calcula una producción de 415 GWh por año, equivalentes al consumo de más de 350.000 hogares peruanos con energía renovable. 

De esta forma, contribuye a diversificar la matriz energética del país y a fortalecer la generación local en el sur, incrementando en 12% la producción de electricidad con energías renovables en la Región Sur (Hidroeléctricas y Solares).

6.Central Tacna Solar 

Situada en Tacna, en el sur del país, inició su operación oficial el 31/10/2012 y tiene una capacidad nominal de 20 MWp. Fue desarrollada por TCI para UT TACNA SOLAR y cuenta con un rendimiento de 47.196 GWh anual.

Está conformada por 74.988 paneles solares, de 290 W pico c/u, todos ellos de estructura metálica en acero galvanizado.  La Central está equipada con 182 sistemas de seguimiento solar y ocupa un área de unas 121 hectáreas.

Central Intipampa 

Ubicada en Pampa Lagunas en Moquegua sobre un área de 322 hectáreas, tiene una capacidad de 40 MW, obtenidos mediante la instalación de 138,120 módulos fotovoltaicos de 320 W. Esta planta a cargo de Engie fue puesta en operación en el 2018 y tiene una oferta de energía anual de 108,40 GWh.

Según la compañía, demandó una inversión de aproximadamente 52 millones de dólares y permite una reducción de 51,000 toneladas de CO2 por año.

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Manchester City anunció una nueva asociación global con Jinko Solar, reconocido fabricante chino de soluciones fotovoltaicas que lleva más de 230 GW de envíos de módulos, con el propósito de conectar a sus aficionados de todo el mundo e incentivarlos en el uso de la energía solar.

Jinko también apoyará los planes del club para hacer de su centro de entrenamiento, la City Football Academy, formando parte del ambicioso plan de los Citizens de convertirse en un club net-zero para el año 2030.

“Estamos encantados de anunciar esta nueva asociación global con Jinko Solar. Manchester City y Jinko Solar son dos organizaciones líderes que ponen énfasis en la innovación en nuestros respectivos campos”, señaló Kaitlyn Beale, vicepresidenta de ventas de asociaciones globales de City Football Group a través de redes sociales. 

“Ambas organizaciones están comprometidas a crear un cambio duradero y potenciar una vida mejor, y esperamos que JinkoSolar se una a nuestro viaje en nuestro objetivo de crear un futuro más sostenible», agregó.

Por lo que tras el acuerdo entre Manchester City y Jinko Solar, desde Energía Estratégica repasamos algunos ejemplos de cómo se vincularon otras empresas y tecnologías renovables con el mundo del fútbol a lo largo de distintos países. 

Uno de los últimos casos más recordados es la extensión del patrocinio entre el Granada Club de Fútbol y Greening Group, por el cual el nombre de la compañía energética estuvo presente en la camiseta de la temporada 2023/24 en La Liga (ver nota). 

Otro ejemplo resonante es el de Florentino Pérez, presidente del Real Madrid desde 2009 y presidente ejecutivo del Grupo ACS desde 1997, siendo esta última una empresa dedicada a la construcción, y que a su vez participa en el desarrollo de proyectos renovables mediante sus filiales.

Volviendo a la Premier League, el Arsenal fue el primer club de la competición en abastecerse con energía 100% Verde, ya que a mediados del 2016 los Gunners iniciaron su transición hacia el uso de energía renovable hace un año mediante la firma del contrato de suministro con Octopus Energy.

Sumado a que en Inglaterra también se sitúa el Forest Green Rovers, que disputará la National League (quinta división) en la temporada 2024-25 y que tiene las particularidades de ser el primer club de fútbol del mundo con el reconocimiento de ser neutro en carbono y que uno de sus propietarios, Dale Vince es fundador de Ecotricity (compañía de energías renovables que provee a más de 150000 clientes en el Reino Unido). 

Mientras que en el Cono Sur de Latinoamérica, existen varios clubes que optan por abastecerse de energía solar mediante la instalación de paneles solares en los techos de sus estadios o espacios deportivos, como por ejemplo Cruzeiro (Brasil), Atlético Mineiro (Brasil), Estudiantes de La Plata (Argentina) o Universidad Católica (Chile), entre otros. 

Además, en Argentina se da la peculiaridad de que Jorge Brito no sólo es presidente de River Plate sino también uno de los accionistas de la Genneia, firma que pocos meses atrás marcó un hito sin precedentes al superar 1 GW de potencia renovable instalada en el país y que días atrás anunció un plan de inversiones por USD 250 millones en la provincia de Mendoza.

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Con la continua disminución del costo de las baterías de iones de litio y la mejora constante de la tecnología de almacenamiento de energía, hemos sentido plenamente la creciente demanda de almacenamiento de energía en baterías en América Latina desde 2024, especialmente en algunos países insulares del Caribe y en países como Venezuela, Colombia y Chile.

Además, la introducción de políticas de subsidios gubernamentales y la creciente conciencia sobre la protección ambiental han acelerado el desarrollo de baterías solares de litio.

Como uno de los principales actores del mercado, BSLBATT ha proporcionado a más de 2,000 propietarios de viviendas en América Latina baterías solares de litio fáciles de instalar, flexibles, seguras y confiables, aprovechando las ventajas de los fabricantes de baterías de litio.

BSLBATT es una empresa global dedicada a la investigación, desarrollo, diseño y producción de soluciones de baterías de litio para energías renovables, aumentando así el autoconsumo de energía solar fotovoltaica, mejorando la estabilidad del consumo eléctrico residencial, cambiando los estilos de vida de las personas y reduciendo la dependencia de los combustibles fósiles.

Las baterías solares de litio de BSLBATT utilizan tecnología electroquímica de fosfato de hierro y litio, que es la tecnología electroquímica más segura y respetuosa con el medio ambiente. En comparación con las baterías de plomo-ácido, las baterías de LiFePO4 no requieren mantenimiento regular, son más ligeras, se cargan más rápido y tienen una vida útil más larga para la misma capacidad.

La serie de racks B-LFP es actualmente la batería solar de litio más popular de BSLBATT en América Latina. Incluye diferentes rangos de capacidad, como 5.12kWh y 10.24kWh. Es compatible con cualquier panel solar, almacenando el exceso de energía durante el día y liberándola por la noche o cuando la red se interrumpe, manteniendo el funcionamiento normal de los electrodomésticos y mejorando la capacidad de la casa para funcionar fuera de la red.

La flexibilidad y las capacidades de expansión modular rápida de la serie de racks B-LFP la convierten en una solución de almacenamiento de energía eficiente y rentable para uso residencial, industrial y comercial. El punto destacado del diseño de la batería mejorada es su poderosa capacidad de paralelo. El BMS líder puede soportar hasta 63 baterías en paralelo para adaptarse a diferentes necesidades energéticas.

Para satisfacer las necesidades de un mercado más amplio, BSLBATT ha lanzado una batería montada en la pared con un índice de impermeabilidad IP65. Dado que muchos países de América Latina se ven frecuentemente afectados por huracanes y desastres naturales, esta última generación de baterías montadas en la pared con IP65 ha mejorado en gran medida la carcasa y la estructura, haciéndola más resistente a factores externos como el viento y la lluvia.

Por lo tanto, siempre que la estructura y las paredes de la casa sean lo suficientemente fuertes, pueden instalarse de manera segura en exteriores.

Además, todas las baterías solares de litio de BSLBATT han sido mejoradas con funciones de WIFI y Bluetooth. Podemos monitorear de forma remota los datos y el estado de funcionamiento de la batería a través de nuestra APP, o actualizar y mejorar la batería de forma remota a través de nuestra plataforma en la nube. Esta solución inteligente e innovadora de operación y mantenimiento puede reducir en gran medida los costos de mantenimiento.

En resumen, BSLBATT está creando constantemente soluciones de baterías solares de litio más adecuadas para el mercado latinoamericano. Actualmente, estamos buscando más socios estratégicos para satisfacer las necesidades de almacenamiento de energía de más mercados. En este proceso, BSLBATT proporcionará capacitación de productos y soporte técnico.

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El Ministerio de Energía y Ambiente de la provincia de Mendoza publicó el Decreto N° 1133 por el que flexibilizó el acceso a los beneficios establecidos por la Ley Nº 7822, que declara de interés provincial a la generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables.

“El decreto le dará un beneficio a los generadores de energía renovable en cuanto a la excepción de ingresos brutos e impuesto al sellado en el contrato de venta de energía por el período que venda su energía, independientemente de que esté radicado en la provincia o fuera de la misma”, explicó Manuel Sánchez Bandini, subsecretario de Energía y Minería de Mendoza. 

“Antes ya existía desde Nación pero sólo estaba supeditado a las empresas de venta de energía que tuvieran un CUIT radicado en Mendoza”, aclaró en conversación exclusiva con Energía Estratégica. 

El decreto en cuestión alcanzará a titulares de un proyecto de inversión de obras nuevas de producción de energía eléctrica generada a partir de fuentes renovables (o quien en el futuro lo reemplace) cuya producción esté destinada al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), la prestación de servicios públicos y/o al autoconsumo. 

El titular del proyecto deberá ser titular de una concesión y/o autorización para generar energía eléctrica en los términos de la Ley N° 24065 y sus modificatorias, o en los casos en que correspondiere, de lo establecido por las legislaciones y normativas provinciales y/o municipales. 

Aunque el Ministerio de Energía y Ambiente, o quien en el futuro lo reemplace, podrá contemplar la inclusión de otras figuras legales siempre que ellas impliquen la responsabilidad del titular de la inversión por su construcción, operación y mantenimiento.

“Por otro lado, los proyectos no deberán tener una potencia mínima para optar por ese beneficio, ya que incluso estamos instrumentando tener esa excepción para el segmento de la generación distribuida”, complementó Manuel Sánchez Bandini.

Esta medida llegó pocos días después de que Genneia anunciara un plan de inversiones por USD 250.000.000 en Mendoza, que se ejecutará entre 2024 y 2025 e incluye dos proyectos solares, que le permitirá a la compañía seguir incrementando su capacidad instalada actual y mantener su crecimiento sostenido en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). 

El primero es un parque solar en el departamento de Malargüe, de 93 MW de capacidad instalada y que contará con más de 160.000 módulos fotovoltaicos en una superficie de 312 hectáreas. Mientras que el PS Anchoris se ubicará en el departamento de Luján de Cuyo y contará con una capacidad instalada de 180 MW, con cerca de 360.000 paneles solares, en un predio de 395 hectáreas. 

¿Cuál es la expectativa del gobierno?

El subsecretario de Energía y Minería reconoció que espera que en los siguientes tres o cuatro se instalen 634 MW renovables que están en ejecución, a la par de tienen el objetivo de duplicar la cantidad de proyectos de generación distribuida bajo la ley N° 27424 (hoy en día tienen 47 usuarios – generadores que suman 1.766 kW de potencia instalada).

“Asimismo, pensamos instrumentar al menos 150 o 200 MW en algún proyecto adicional bajo generación centralizada. Y posteriormente, potenciaremos las líneas de transmisión eléctrica porque sin ellas no tendremos capacidad de despachar nuevos proyectos renovables. Con lo cual la clave está en el crecimiento sobre la generación distribuida y la adición de la capacidad renovable previamente mencionada”, subrayó. 

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El sector energético de Paraguay está a la espera del lanzamiento de la licitación internacional para la construcción del primer parque fotovoltaico del país, que se ubicará en Chaco Central y permitirá diversificar la matriz eléctrica del país. 

El parque fotovoltaico a subastar tendrá 140 MW de capacidad y desde la Cámara Paraguaya de Biocombustibles y Energías Renovables (BIOCAP) consideran que será una gran oportunidad para el crecimiento sustentable y el puntapié inicial para una mayor participación del sector privado y de las renovables en el país. 

“Que haya empresas del sector privado dispuestas a invertir en el Chaco Central sería una ventaja para el sector, desde el punto de vista de negocio y porque se necesita ese tipo de energía; dado que los paneles solares se encuentran como una solución óptima”, manifestó Massimiliano Corsi, presidente de BIOCAP en diálogo con Energía Estratégica. 

“El consumo está aumentando exponencialmente y por ende necesitamos encontrar más fuentes de generación renovable, por lo que el Chaco Central tiene un alto potencial fotovoltaico y hay posibilidad de invertir y llevar adelante proyectos de esa índole”, agregó. 

En principio sólo la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) tomará y comercializará  esa energía renovable, ya que la reciente reglamentación de la Ley N° 6977/2023 (fomento a las ERNC no hidráulicas) le permite a la Administración adquirir energía eléctrica de los generadores ERNC a través de la suscripción de un contrato PPA (Power Purchase Agreement).  

La ley marca un plazo de suministro de 15 años, pero desde la Vocería de Gobierno del Paraguay informaron que buscarán extender ese período de contrato PPA hasta 30 años entre la ANDE y los generadores, cogeneradores, transportistas y exportadores de energías renovables no convencionales. 

Por lo que se espera que en el transcurso del corriente mes se publique oficialmente la convocatoria para la construcción del parque solar de 140 MW de capacidad, de acuerdo a palabras pasadas del viceministro de Minas y Energía de Paraguay, Mauricio Bejarano (ver nota).

“La reglamentación de la ley favorece a que algunos empresarios puedan invertir y revender esa electricidad con la ANDE, de manera que cubrir el avance de la industria y de la demanda, sobre todo por el aumento de las granjas mineras de criptomonedas”, complementó el presidente de la Cámara Paraguaya de Biocombustibles y Energías Renovables.

“El sector privado y el gobierno quieren que Paraguay sea un hub importante sobre los biocombustibles y las energías renovables, ya que actualmente el país tiene esta oportunidad y la capacidad de autoalimentarse con renovables mediante las centrales hidroeléctricas binacionales. Por lo que ello ayuda en el impulso de otras energías renovables, a tal punto que queremos trabajar de cerca con esas fuentes de energía”, añadió en conversación con este portal de noticias. 

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La tecnología solar fotovoltaica continúa creciendo a pasos agigantados. La innovación está a la orden del día, brindando mejoras en la calidad, eficiencia y producción de módulos. Esto presenta un gran potencial pero a la vez algunos retos para tomar decisiones informadas a la hora de elegir el mejor módulo para cada nuevo proyecto.

En atención a aquello, Energía Estratégica invita a toda su audiencia a participar de una nueva iniciativa de capacitación profesional junto a Seraphim en la que se abordarán los grandes diferenciales al optar, en este caso, por módulos bifaciales.

Se trata del webinar denominado “¿Por qué elegir módulos bifaciales? Ventajas y oportunidades” que se llevará a cabo el próximo martes 25 de junio. Los interesados podrán inscribirse de manera gratuita en el siguiente enlace:

INSCRIPCIÓN

Los especialistas de Seraphim encargados de impartir este webinar serán Nicholas Serrano Cabeza, Latam Technical Manager y Giuseppe Benedetto Rodríguez, Sales Manager para Chile. De acuerdo a lo que precisaron a este medio, los temas que abordarán incluyen la aplicación de paneles bifaciales tanto en proyectos utility scale como en emprendimientos de generación distribuida.

Además, se referirán a aspectos técnicos generales tales como las tres componentes de la irradiancia, la diferencia entre paneles y entre células disponibles en el mercado, consideraciones de altura o albedo para cada tipo de proyecto, entre otros.

Para dejar en claro esos conceptos, también mostrarán algunos ejemplos con simulaciones para que la gente identifique en qué situaciones es mejor optar por la instalación de módulos bifaciales.

Es preciso indicar que Seraphim, empresa Tier 1 fabricante de módulos fotovoltaicos, se destaca por su gran variedad de productos con tecnologías p-type y n-type, con altos porcentajes de eficiencia y probada experiencia en variedad de países y segmentos del mercado, por lo que su aporte mediante este webinar sobre módulos bifaciales resulta de gran valor.

Esta iniciativa, si bien está destinada a desarrolladores, instaladores y comercializadores de paneles fotovoltaicos en toda Iberoamérica, está abierta a recibir a otros profesionales de la industria.

Energía Estratégica será media partner anfitrión de este encuentro. Todos los interesados podrán registrarse de manera gratuita en este formulario de inscripción para recibir un recordatorio por e-mail que les permitirá acceder a una nuevo webinar de alto valor.

INSCRIPCIÓN

Agende el compromiso:

¿Por qué elegir módulos bifaciales? Ventajas y oportunidades

🗓️ Fecha: martes 25 de junio del 2024

⏱️Horario: 09:00 am CDMX / 10:00 am COL / 11:00 am RD / 12:00 pm ARG / 17:00 pm ESP

📌Oradores: Nicholas Serrano Cabeza y Giuseppe Benedetto Rodríguez

👉 Inscripción: https://www.inscribirme.com/porqueelegirmodulosbifacialesventajasyoportunidades

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En desarrollo de su estrategia para contribuir a la transición energética del país, mediante la generación de energía con fuentes renovables no convencionales, EPM entregó en operación comercial el parque solar fotovoltaico Tepuy, ubicado en el municipio de La Dorada, departamento de Caldas.

 John Maya Salazar, gerente general de EPM, indicó que “Tepuy es nuestro primer parque solar fotovoltaico a gran escala. Con sus 83 megavatios (MW) de potencia nominal, que son suficientes para abastecer a una ciudad de aproximadamente 400 mil habitantes, estamos aumentando la capacidad de generación de energía en Colombia y nos sumamos a los esfuerzos del sector eléctrico para reducir las vulnerabilidades del sistema frente a fenómenos de variabilidad climática, como el que acaba de enfrentar el país, y garantizar la confiabilidad y la continuidad del servicio en los próximos años”.

En el desarrollo del proyecto se cumplieron los compromisos establecidos en la licencia ambiental, otorgada por la Corporación Autónoma Regional de Caldas (Corpocaldas). “En el pico más alto de construcción se generaron alrededor de 1.800 empleos, el 52 % de ellos con personas del área de influencia del parque, priorizando la contratación de pobladores del corregimiento Guarinocito, las veredas Purnio y Santa Helena y del casco urbano de La Dorada”, destacó el gerente general de EPM.

Así es Tepuy

El parque solar fotovoltaico Tepuy de EPM fue construido en inmediaciones de la vereda Santa Helena, del municipio de La Dorada, en un predio de 320 hectáreas pertenecientes a la antigua hacienda Guadalupe, situado en la vía que conduce de La Dorada hacia el municipio de Honda, en el departamento del Tolima. Las obras y equipamientos están distribuidos en un área de 220,39 hectáreas que equivalen a 267 canchas de fútbol aproximadamente. También, se destinaron 60 hectáreas como área de protección y conservación ambiental.

Innovación

Tepuy cuenta con cerca de 200 mil paneles solares bifaciales instalados sobre seguidores solares, distribuidos en 16 centros de transformación y agrupados en cinco circuitos. El parque generará en promedio 214,5 gigavatios/hora por año (GWh/año), los cuales se han venido inyectando bajo pruebas al Sistema Interconectado Nacional (SIN) desde febrero de este año, a través de la subestación Purnio de CHEC, filial del Grupo EPM, mediante una línea de 3.8 kilómetros de longitud.

Un manejo social y ambiental responsable

Dentro de la estrategia integral de educación ambiental y de fortalecimiento de capacidades, desarrollada de manera conjunta por el equipo del proyecto y la Fundación EPM, se capacitaron a más de 700 personas mediante la realización de 45 encuentros de formación en temas de plan de negocios, emprendimiento y liderazgo, talleres, actividades pedagógicas y vivenciales con diferentes grupos de interés.

De otro lado, en colaboración estrecha con el SENA regional Caldas, se adelantó un proceso integral de capacitación y fortalecimiento de capacidades que permitió preparar a más de 300 personas de la comunidad en la instalación de paneles, seguidores y equipos electromecánicos del proyecto, generando así oportunidades de empleo significativas para ellas.

En lo relacionado con el manejo de la fauna silvestre, durante la construcción del parque se contó con un equipo de biólogos y médicos veterinarios, así como con un hogar de paso dotado con todos los elementos y equipos para garantizar la sobrevivencia de los individuos. En esta labor se rescataron 1.669 ejemplares entre anfibios, reptiles, mamíferos, aves y peces, los cuales fueron reubicados en el cerro El Trueno, un sitio en el área de reserva del proyecto que ofrece las condiciones ecológicas ideales para que puedan sobrevivir.

En cuanto a las especies de flora en veda, se cuenta con un área de reubicación con 874 individuos rescatados de las familias bromeliáceas y orquidáceas, a los cuales se les realiza seguimiento y monitoreo continuo para verificar su estado y protección, con un porcentaje de sobrevivencia del 97 %.

Tepuy en cifras

El parque solar fotovoltaico Tepuy tiene 199.534 paneles fotovoltaicos bifaciales, con capacidades de 540-545 vatios pico o potencia máxima de trabajo (Wp), con un tamaño promedio de 1 metro por 2,30 metros.

Los paneles se encuentran instalados sobre 2.290 seguidores solares y fueron conectados a 320 inversores. Están distribuidos en 16 centros de transformación y agrupados en 5 circuitos.

La vida útil del parque solar Tepuy está estimada en 35 años. Las obras tuvieron un costo aproximado de 397 mil millones de pesos, con un porcentaje financiado a través de la Agencia Francesa de Desarrollo (AFD).

Soluciones solares integrales para todas las necesidades

Comprometida con la sostenibilidad, EPM ha desarrollado soluciones para atender las necesidades de clientes y usuarios, brindándoles la energía necesaria para desarrollar sus actividades cotidianas y procesos comerciales e industriales. Esto se refleja hoy en más de 700 instalaciones solares distribuidas en 20 departamentos de Colombia, entre hogares, empresas y grandes consumidores.

A la fecha, son más de 46 megavatios-pico (MWp) vendidos y más de 86 mil paneles solares con los que se evitará la emisión de cerca de 10 mil toneladas de dióxido de carbono por año y equivalen a la siembra de más de 532 mil árboles y al consumo energético de más de 31.500 hogares.

Con Tepuy, EPM contribuye a la transición energética del país, el desarrollo de los territorios y amplía la oferta de energía para sumar a la calidad de vida de todos los colombianos.

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La Asociación Gremial de Productores de Hidrógeno Verde y sus derivados de Magallanes concluyó su participación en la gira europea del presidente de la República, Gabriel Boric, que comenzó el domingo 9 de junio e incluyó una intensa agenda de actividades en Alemania y Suecia. 

En representación del gremio se unió a la delegación el presidente del Directorio de H2V  Magallanes y gerente de Estrategia de HIF Global, Juan José Gana. 

La gira incluyó a Ministros de Estado, Corfo, integrantes del Parlamento, empresarios y  representantes de la academia. 

“Hemos tenido la oportunidad de participar en reuniones con autoridades y con actores  relevantes del ecosistema de hidrógeno a nivel global. Agradecemos la invitación a dar  cuenta de los avances de la industria en la Región de Magallanes y nuestro compromiso con  el desarrollo de proyectos sostenibles”, afirmó Juan José Gana. 

Entre otras actividades, Gana participó en un panel de innovación en Estocolmo sobre  soluciones sostenibles para acelerar la transición energética junto a Green Iron,  Confederation of Swedish Enterprise y Acera. En Berlín y München en tanto, sostuvo  reuniones con la German Hydrogen Association, H2Berlín, German Renewables Energy  Federation, Federal Association of Energy Storage Systems y Thyssenkrupp.  

La modernización de permisos sectoriales y ambientales existentes en el país, el desarrollo  de infraestructura compartida habilitante, que permita el desarrollo de los proyectos que  esperan instalarse en la Región de Magallanes han sido los temas que la Asociación Gremial  H2V Magallanes ha establecido como prioritarios.  

Esta es la segunda gira presidencial a la que es convocada H2V Magallanes. La primera se  concretó en octubre de 2023, en China, también durante la administración del Presidente  Boric. 

H2V Magallanes está conformada en la actualidad por siete empresas con proyectos en  distintas etapas de desarrollo en la región: Consorcio Austral, EDF Chile, EDF Renewables,  HIF Chile, HNH Energy, TEG Chile y TotalEnergies H2. 

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La Cámara de Senadores de Argentina aprobó, en lo general, la ley de “Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos” tras la votación donde la vicepresidenta del país, Victoria Villarruel, terminó desempatando en favor de la iniciativa del Poder Ejecutivo. 

El gobierno debió ceder a varios revisiones en la normativa, por lo que tras la modificación de algunos puntos, el Senado devolvió el proyecto a Diputados, que ahora tendrá en sus manos la definición de su sanción, ya sea por la propia ratificación de los cambios o de la versión original aprobada en la Cámara Baja en los primeros días de mayo.

Luego de una intensa sesión en el Congreso y de la aprobación en general de la ley de Bases, la Cámara de Senadores de la Nación dio el visto bueno al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), que era uno de los ejes claves de la discusión parlamentaria que sufrió diversas modificaciones.  

Si bien el monto mínimo de inversión en activos computables (USD 200.000.000), los legisladores incluyeron al petróleo, gas, siderurgia y turismo dentro de los grandes rubros económicos que podrán acceder al régimen, junto a aquellos segmentos de  infraestructura, energía, tecnología, forestal y minería, que ya estaban presentes en el documento que tuvo media sanción de Diputados. 

Además, se exigirá al menos un 20% de participación de proveedores locales en la totalidad del monto de inversión durante las etapas de construcción y operación, “siempre y cuando la oferta se encuentre disponible y en condiciones de mercado en cuanto a precio y calidad”.

Por otro lado, entre los cambios más remarcables se destaca lo referido al cobro de exportaciones declaradas como “Exportación Estratégica de Largo Plazo”, los incentivos cambiarios se repartirán de la siguiente manera: 

20% al cabo de dos años iniciada la inversión
40% después de tres años
100% a partir del cuarto año de la puesta en marcha del Vehículo de Proyecto Único (VPU)

Mientras que la autoridad de aplicación finalmente sólo tendrá 45 días para decidir la aprobación o rechazo de un pedido de adhesión al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI); aunque el mismo abarca la posibilidad de que existan retratos por análisis y/o inclusión de variantes en la documentación a presentar. 

También se destacaron los puntos a continuación::

Derechos de importación 0% para bienes de capital “nuevos”, repuestos, partes y mercaderías de consumo, al igual que la tasa estadística y otros impuestos aduaneros. 
Continúa la no obligatoriedad de liquidar divisas provenientes de las exportaciones a partir del tercer año, con la diferencia de que el punto de partida es la puesta en marcha del proyecto en lugar de la fecha de adhesión.

La opinión de un ex funcionario 

Paulo Farina, ex subsecretario de Energía Eléctrica, dialogó con Energía Estratégica y destacó que “el impuesto a las ganancias del 25%, estabilidad en las reglas de juego y el acceso libre al mercado de cambios son elementos básicos de una macroeconomía ordenada”, a la par de otros beneficios tradicionales. 

“El RIGI es razonable y es clave en los grandes proyectos de inversión. Luego la tendencia del mercado de hidrocarburos logrará acelerar el objetivo de millón de barriles diarios que está en el horizonte y también podría favorecer a las inversiones en energías renovables una vez que se normalice el mercado eléctrico”, subrayó. 

“Es posible tener un gran salto en inversiones en renovables; y aunque éstas no suelan demandar USD 200.000.000 sí se pueden estructurar como grandes proyectos inversión que se beneficien del RIGI”, añadió.

Por lo que con ello apuntó a la importancia de que Argentina tenga un mercado energético que refleje costos de oportunidad, petróleo, gas y electricidad, para que el país vuelva a tener un rol de exportador de recursos netos hacia la región y el mundo. 

“El RIGI es completamente necesario para minería y explotar los excedentes energéticos. Es una señal de mercado para desarrollar la exportación de materias primas y de atraer inversiones en la cadena de valor”, insistió el ex subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación. 

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Como una importante noticia para el sector eléctrico y el avance de la Transición Energética Justa en Colombia, la UPME se pronunció este jueves sobre la aprobación de la licencia ambiental del tramo Colectora – Cuestecitas, que hace parte de la Convocatoria Pública UPME 06 – 2017 Subestación Colectora 500 kV, adjudicada al Grupo Energía Bogotá.

“El licenciamiento ambiental del proyecto Colectora a cargo de la ANLA es una de las mejores noticias que hemos podido recibir en el sector eléctrico. No solo se trata del proyecto más importante de conexión de generación eólica del norte del país a la red, sino además en uno de los activos estratégicos para la Transición Energética Justa que nos permitirá avanzar en el pilar de la gradualidad, la soberanía y la confiabilidad” precisó Adrián Correa, director de la UPME.

El proyecto Colectora I 500 kV tiene incidencia en al menos 1.050 MW1 provenientes de parques eólicos en La Guajira que cuentan con conexión aprobada, cuyas capacidades de transporte individuales oscilan entre los 75 y los 200 MW, cada uno.

Además, teniendo en cuenta los 120 kilómetros de trazado eléctrico que comparte su línea de transmisión con la subestación Cuestecitas, al menos otros 9 proyectos por el orden 1273,9 MW2 primordialmente eólicos, también serían beneficiados3.

“Esperamos con la aprobación de esta licencia y la posterior entrada en operación del proyecto de transmisión, seguir incorporando más megas renovables a la red, haciendo nuestra matriz energética más robusta, diversificada y confiable” finalizó el director de la UPME.

1Parque eólico JK3 (99 MW) , Parque Eólico JK4 (195 MW), Parque eólico JK1 (180 MW), Parque eólico JK2 (75 MW), Parque Eólico Kuisa (200 MW), Parque Eólico Urraichi (100 MW), Parque Eólico Ipapure (201 MW).

2Parque eólico Guajira I (20 MW), Parque Eólico Acacias 2 (80 MW), Parque Eólico WESP 01 (12 MW), Parque Eólico Windpeshi (200 MW), Parque Eólico Camelias (250 MW), Parque eólico Beta (280 MW), Parque eólico Alpha (212 MW), Elipse (200 MW), Parque Fotovoltaico Lyra (19,9 MW).

3Los demás proyectos asignados en La Guajira, corresponden a los parques solares Camarones (6MW), Wimke (76 MW) y Vientos de la Manita (9.9 MW).

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S-5! ha sido la autoridad líder en soluciones de fijación de techos metálicos desde que inventó por primera vez la abrazadera de junta alzada en 1991. 

Las soluciones de la compañía están diseñadas para una gran variedad de aplicaciones montadas en techos y ahora están instaladas en más de 2.5 millones de techos de metal en todo el mundo, incluidos más de 6 GW de energía fotovoltaica, lo que proporciona una resistencia y longevidad excepcional.

En línea con su trayectoria e impulsado por el crecimiento del mercado regional en energía solar, S-5!, está expandiendo aún más su negocio en toda América Latina y se ha fijado ambiciosos objetivos en el corto plazo en la región del Caribe.

Durante una entrevista exclusiva con Energía Estratégica en el marco de Future Energy Summit, Salvador Barba, Latam sales manager de S-5! reveló: “En República Dominicana, se instalaron alrededor de 70 MW en generación distribuida durante 2023. Nuestra estrategia es alcanzar una participación de mercado del 60% en el corto plazo y poco a poco ir incrementando esa presencia en techos metálicos en los próximos años”.

“Tenemos buenas expectativas con la reelección del presidente Luis Abinader ya que ha impulsado mucho a las renovables, con medidas como el Decreto 0324 y el interés por  el desarrollo de parques eólicos”, agregó. 

Para este mercado en particular, el especialista explicó que el 80% de los techos son trapezoidales. Por eso, para cumplir con las necesidades de sus clientes, han lanzado este año dos productos muy específicos para ese tipo de techos: el ProteaPV y ProteaBracket.

“El ProteaPV incluye la parte de fijación sin rieles por lo que se adapta a cualquier tipo de trapezoides. Hemos innovado en este producto porque encaja perfecto en esa región”, destacó.

A su vez, el ProteaBracket cuenta con una base de fijación ajustable para adaptarse a diferentes amplitudes, alturas y ángulos de las nervaduras con múltiples opciones de montaje de los módulos.

Se adhiere únicamente a la lámina, sin necesidad de usar selladores engorrosos, y viene con una almohadilla de EPDM aplicada en fábrica para garantizar una instalación rápida y un ajuste resistente a la intemperie. En efecto,  se monta directamente en la corona de la lámina trapezoidal mediante tornillos con tapa de acero inoxidable (suministrados) o remaches Bulb-Tite (vendidos por separado). 

Además de República Dominicana, Barba explicó que los mercados más atractivos para la compañía se ubican en Centroamérica. 

En este sentido, reveló su fuerte interés por expandirse en países como Guatemala, Honduras, Panamá y Ecuador porque han estado creciendo mucho y están trabajando en regulaciones para diversificar su matriz.

“México también es un mercado atractivo con la llegada del nearshoring. Esa relocalización de empresas es una tendencia que está a la vuelta de la esquina y tenemos que estar preparados para la demanda energética que va a traer”, afirmó.

Y concluyó: “Esperamos que la nueva presidenta Claudia Sheinbaum siga impulsando la generación distribuida como en el sexenio pasado. Tenemos que estar presentes, actores públicos y privados deben trabajar en conjunto para que se puedan desarrollar los proyectos”. 

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La expansión de las energías renovables en Perú está experimentando un auge significativo, y cada vez más empresas buscan posicionarse como un actor clave en este escenario. 

En el marco de la gran necesidad de energía que experimenta el país, potenciada por el fenómeno de El Niño, las renovables se han puesto en el centro de la escena como una solución clave para satisfacer esa demanda.

Bajo esta premisa, Energía Digital SAC consultora enfocada en brindar asesoría a generadores, ha redoblado sus apuestas en otorgar servicios especializados para facilitar la entrada y operación de actores solares y eólicos en el mercado eléctrico peruano.

En conversaciones con Energía Estratégica, Freddy Díaz, especialista con más de 15 años de experiencia en el sector y fundador de la compañía explica los grandes retos planteados por la consultora y analiza la situación eléctrica peruana.

“Energía Digital se especializa en asesorar a generadores no incumbentes, es decir, a los nuevos actores que están ingresando al mercado, la mayoría de ellos enfocados en fuentes de energía renovable como la solar y la eólica. El objetivo de la consultora es ayudar a estos generadores a navegar el complejo entorno regulatorio y comercial del mercado eléctrico peruano”, afirma.

«Estimamos los ingresos de las centrales de generación a 10, 15 o 20 años y también evaluamos los costos asociados. Toda esa información sirve para que los generadores puedan hacer su evaluación económica y tomar decisiones informadas», añade. 

Además, la empresa pronostica precios de mercado, analiza la oferta y la demanda, y realiza evaluaciones del nivel de contratación de los generadores actuales para proyectar la capacidad disponible para nuevos clientes, ya sean mineros o empresas distribuidoras.

Actualmente, el mercado eléctrico peruano cuenta con dos licitaciones de largo plazo en curso, una por parte de Enel Distribución con un horizonte de 4 años y la otra por Luz del Sur, que tiene un plazo de 15 años.

En este contexto, Diaz ratifica: «Tenemos el conocimiento de cómo se regulan estas licitaciones y asesoramos a nuestros clientes para que puedan participar correctamente en estos procesos”..

Según el especialista, una de las preocupaciones que ha surgido entre los clientes de Energía Digital es la falta de potencia firme por parte de las renovables en comparación con las térmicas, lo que puede ser un obstáculo para participar en ciertas licitaciones. 

Justamente, eso es lo que se está tratando de cambiar con el proyecto de ley clave para impulsar las renovables que aún no es aprobado en el Congreso. La iniciativa busca que estas se vuelvan más competitivas a través de la separación de energía y potencia en los contratos de suministro  y el establecimiento de bloques horarios al estilo chileno.

No obstante, aun sin ley que las favorezca, Díaz destaca que, a medida que el mercado se va dinamizando, las renovables están encontrando formas de participar, como a través de la venta de energía a generadores ya existentes mediante PPAs.

Expectativas de crecimiento y desafíos

Energía Digital ha visto un aumento en la demanda de sus servicios debido al creciente interés en las energías renovables. «El interés por las renovables radica en que el precio spot del mercado libre se ha estabilizado entre 40 y 50 dólares, lo cual vuelve atractivo el mercado peruano para empresas de generación solares y eólicas», argumenta. 

Esta estabilización ha atraído a muchos actores nuevos, lo que ha llevado a la firma a experimentar un crecimiento constante año tras año.

A pesar del potencial y el interés que existe por las energías limpias, no hay dudas de que el sector enfrenta desafíos importantes. Díaz señala que las expectativas iniciales de los actores renovables de participar en licitaciones de largo plazo para potencias por encima de 200 MW no se han materializado. 

«Aunque sería ideal que las distribuidoras convoquen en masa grandes volúmenes de energía en licitaciones de largo plazo de 10 a 15 años, estas oportunidades no se han presentado, y los generadores renovables tienen que buscar alternativas como contratos bilaterales o acuerdos de compraventa de energía (PPA) más pequeños para mantenerse competitivos en el mercado”, insiste.

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Una amplia coalición de organizaciones de justicia ambiental y laboral, entidades benéficas y empresariales de los Estados Unidos expresaron su preocupación por el accionar de la Junta de Administración y Supervisión Fiscal de Puerto Rico (FOMB, por sus siglas en inglés) que amenaza el despliegue de energía solar y almacenamiento.

En concreto, existe un riesgo claro y presente de que el FOMB inicie un litigio para anular la la Ley 10 del 2024, que resguarda la continuidad de Programa de Medición Neta al posponer hasta después del 2030 la realización de un estudio que partir del cual se podrían realizar cambios en la política de medición neta.

Ante esta situación, la coalición encabezada por la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA) solicitó al presidente Biden su apoyo para urgir al FOMB a abstenerse de realizar cualquier cambio a la ley de Medición Neta y nombrar nuevos miembros que coincidan con aquel pedido.

“Hoy escribimos para solicitar su apoyo en la confirmación de nominaciones de nuevos miembros de la JSF que apoyen el crecimiento de la energía solar y el almacenamiento en baterías en hogares y negocios en toda la isla, y para urgir directamente a la JSF a rescindir sus cartas emitidas el 10 de abril y el 2 de mayo de 2024. Dado que seis de los siete asientos de la JSF están actualmente por ser nombrados, y conociendo el fuerte apoyo pasado de la administración Biden tanto a la energía solar como a Puerto Rico, esperamos que pueda ayudar rápidamente con este asunto urgente”, expresa la carta a la que tuvo acceso Energía Estratégica.

De esta manera, asociaciones civiles y empresariales se encuentran uniendo esfuerzos para comunicar y socializar los beneficios de la energía distribuida en medición neta, así como para exigir se mantenga la vigencia de la Ley 10 del 2024, para mantener el rumbo hacia al cumplimiento de los objetivos de sostenibilidad del sector energético que indican que las energías renovables deben alcanzar un 40% al 2025 y un 100% al 2050 en el archipiélago puertorriqueño.

Estos esfuerzos, entre ellos la carta enviada a Biden por parte de la coalición, se suman a una serie de correspondencias que se enviaron en el último tiempo a la Casa Blanca. La última de la que tiene conocimiento este medio incluye un escrito con fecha del 21 de mayo en la que Hispanic Federation, la principal organización latina sin fines de lucro del país, reitera el pedido de que el presidente americano inste al FOMB a abstenerse de realizar cualquier cambio a la ley de Medición Neta, que amenazaría inminentemente el despliegue de energía solar y almacenamiento de baterías.

En el Congreso de los Estados Unidos también están al tanto de esta situación. De hecho el pasado 17 de mayo del 2024, más de 20 legisladores (18 miembros del Congreso y 3 senadores) también firmaron una carta pero en esta ocasión dirigida al FOMB expresando su preocupación respecto a derogar o enmendar la Ley 10-2024 de Puerto Rico.

“Cualquier intento de reducir la viabilidad económica de los sistemas solares en tejados y baterías al reducir la medición neta debe ser rechazado en esta etapa crítica de la transformación del sistema energético de Puerto Rico. La medición neta ha demostrado ser esencial para las familias en Puerto Rico y esencial para el progreso de Puerto Rico hacia sus propios objetivos de energía renovable”, indicaron.

Al respecto, es preciso indicar que los objetivos de sostenibilidad del sector energético indican que las energías renovables deben alcanzar un 40% al 2025 y un 100% al 2050 en el archipiélago puertorriqueño y el despliegue de la medición neta sería clave para lograrlo.

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SOFAR, el proveedor líder mundial de soluciones fotovoltaicas (PV) y de sistemas de almacenamiento de energía (ESS) para todos los escenarios, presenta el último sistema SOFAR Cloud en SNEC, marcando otro paso significativo hacia la realización del ecosistema digital de energía solar y almacenamiento. Este sistema de monitoreo de plantas y O&M está preparado para redefinir la gestión de la energía con cuatro ventajas principales.

Operaciones y Mantenimiento Eficientes

El SOFAR Cloud ofrece una solución de gestión integral, con actualizaciones en tiempo real de parámetros operativos y un almacenamiento de datos históricos de 10 años para análisis de fallos, asegurando que no se pase por alto ningún detalle. Con capacidades de actualización automática y procesamiento de tareas por lotes, el sistema agiliza las operaciones, reduce costos y proporciona alertas de fallos en tiempo real con más de 500 soluciones para resoluciones rápidas.

Interfaz Fácil de Usar

Diseñado para la conveniencia del usuario, el SOFAR Cloud soporta operaciones móviles para monitorear millones de dispositivos simultáneamente, permitiendo el control remoto para minimizar los costos de desplazamiento para el mantenimiento. Su proceso de configuración plug-and-play, compatibilidad con múltiples dispositivos e interacción adaptativa hacen que sea fácil para los usuarios globales desplegar y gestionar sus sistemas de energía sin esfuerzo.

Arquitectura Innovadora Construido sobre una arquitectura robusta y segura, el SOFAR Cloud asegura estabilidad con servicios independientes, aislamiento de fallos y capacidades de auto-reparación para abordar problemas oportunamente. Su encriptación con certificado SSL/TLS mejora la seguridad contra ataques de hackers, mientras que las pruebas de servicio individual, el despliegue y el mantenimiento permiten una identificación y resolución rápida de problemas.

Aplicación para Todos los Escenarios

El SOFAR Cloud está diseñado para aplicaciones residenciales, comerciales e industriales (C&I) y de servicios públicos. Para los usuarios residenciales, ofrece una gestión integrada del uso de la energía solar y del almacenamiento de energía para asegurar un suministro de energía estable. En instalaciones comerciales, permite una gestión inteligente para mejorar la eficiencia, la fiabilidad y la rentabilidad. Para las plantas de servicios públicos, facilita la gestión coordinada de la red para una generación de energía eficiente, segura y fácil de operar.

«Estamos emocionados de presentar el sistema SOFAR Cloud, un cambio de juego en soluciones de gestión de energía,» dijo Frank Yu, Vicepresidente Ejecutivo de SOFAR. «Este sistema refleja nuestro compromiso de ofrecer soluciones innovadoras para diversas necesidades. Al integrar la tecnología digital y la energía renovable, continuamos liderando el camino en la revolución de la industria y empoderando a los clientes globales para que tengan un impacto positivo en el medio ambiente.»

Acerca de SOFAR

SOFAR es un proveedor líder mundial de soluciones solares y de almacenamiento para todos los escenarios con un portafolio integral, que incluye inversores fotovoltaicos, inversores híbridos, sistemas de almacenamiento de energía (BESS), sistemas de almacenamiento de energía para servicios públicos (utility ESS), sistema de microinversores y SOFAR Monitor para la gestión inteligente de la energía en aplicaciones residenciales, comerciales e industriales y de servicios públicos.

Para 2021, SOFAR ingresó en el TOP 5 de Marcas Globales de Inversores Híbridos, estableciendo una red global de I+D con tres centros de I+D y dos bases de fabricación. En 2022, la capacidad de producción anual de SOFAR alcanzó 10GW para inversores y 1GWh para baterías. Para 2022, SOFAR ha enviado más de 18GW de inversores a más de 100 países y regiones en todo el mundo.

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Por tercera vez, Future Energy Summit (FES) llega a Chile con una propuesta de alto nivel enfocada en promover el diálogo en torno a la transición energética con fuentes limpias. 

Se trata de FES Chile, el mega evento que se llevará adelante en el salón de conferencias del prestigioso Hotel Intercontinental de Santiago de Chile los días 27 y 28 de noviembre y congregará a toda la industria renovable.

Tal como sucedió en la edición anterior (ver transmisión), se vivirán dos jornadas de intenso debate en torno a temas de gran relevancia, tales como la visión de CEOs sobre el futuro energético de Chile, las medidas de política energética que deberán priorizarse y las oportunidades y desafíos de introducir nuevas tecnologías a la matriz energética.

CONSULTAR ENTRADAS 

¿Cuáles serán las empresas que dirán presente? Sungrow, JA Solar, Seraphim, Huawei, Nextracker, Trina Solar, Solis, Longi, Risen, Canadian Solar, Black and Veatch, ZN Shine, Chemik, AE solar, Jinko Solar, Diprem, Goodwe, AtZ Investment Partners, Raveza, son algunas de las principales compañías de alto prestigio y con vasta participación en la región que los asistentes se encontrarán en las salas de conferencias del Hotel Intercontinental de Santiago de Chile.

En efecto, Héctor Erdociain, CSO de Chemik, ya confirmó su participación y encabezará un panel sobre el futuro de la energía solar: Utility Scale, almacenamiento y generación distribuida. 

Este espacio cobra relevancia sobre todo en un mercado tan maduro como Chile en el campo de la energía solar donde los sistemas de almacenamiento resultan clave para reducir los vertimientos de energía.

A su vez, teniendo en cuenta que es uno de los mercados más avanzados de Latam en hidrógeno verde, la cita resulta ideal para discutir sobre las oportunidades y desafíos de producir este vector energético

De hecho, se desarrollarán más de 10 paneles con temáticas como: El futuro del almacenamiento; Desarrollos para proyectos de energías renovables en el Cono Sur; Visión de los grandes Inversionistas del sector energético del Cono Sur; Tendencias para el desarrollo de proyectos solares exitosos en el Cono Sur; Almacenamiento: El futuro de los proyectos para la evolución hacia un sistema 24/7 renovable; El futuro de la Energía Solar: Utility Scale, almacenamiento y generación distribuida; Perspectivas para la evolución de la Energía Eólica en el Cono Sur; Hidrógeno verde: El nuevo aliado del sector renovable chileno; La apuesta del sector público chileno para una matriz renovable; Oportunidades para crecimiento del Almacenamiento en el Cono Sur; Nuevos desafíos y desarrollos del sector fotovoltaico en el Cono Sur; Nuevas tecnologías para el futuro del sector renovable; Nuevas oportunidades para la energía solar en la región. 

Además de las empresas mencionadas anteriormente, se contará con el apoyo de aliados estratégicos como Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN), Acenor, Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol), Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP), Generadoras de Chile, ADELAT, ACERA, MERL, AUDER, Asociación de Pequeños y Medianos Generadores (GPM AG), AICE y OLADE, entre otras.

De esta forma, Fes Chile abordará nuevos negocios e inversiones sostenibles en el camino de la transición energética regional frente a todas esas entidades y referentes de las renovables. 

No te pierdas la oportunidad de formar parte de la cumbre en la que expertos, innovadores y líderes del sector se reunirán para discutir el futuro de la energía verde. ¡Súbete a la ola renovable y vive la experiencia de este viaje hacia la transición energética!

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, obtener licenciamientos ambientales es uno de los principales desafíos que enfrentan los inversores para poder iniciar la construcción proyectos renovables en Colombia.

Según expertos del sector consultados por Energía Estratégica, esto se debe a que la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) experimenta una saturación de la capacidad operativa que puede significar cuellos de botella, sobre todo, en los proyectos que requieren consulta previa.

No obstante, este miércoles, en el marco de una rueda de prensa (ver transmisión), el Gobierno de Colombia anunció la aprobación de la licencia ambiental para construir la segunda fase de la línea de transmisión Colectora, uno de los proyectos más esperados por el sector porque permitirá inyectar al sistema eléctrico energía producida a partir de fuentes renovables en el departamento de La Guajira.

Se trata de una inversión clave a cargo de Grupo de Energía de Bogotá que consiste en la construcción, operación y mantenimiento de la nueva subestación Colectora 500 kV y las líneas de transmisión conexión Colectora – Cuestecitas 500 kV. 

Durante la conferencia, el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, informó que la línea de transmisión tendrá 114 kilómetros de extensión y conectará al menos 16 proyectos de energías renovables. Según sus estimaciones, se espera que entre en operación a finales del 2025 o principios de 2026 y que sea capaz de inyectar al sistema 2.8 GW. 

“El valor estratégico que tiene este proyecto con 16 líneas de transmisión y más de 2.8 GW de energía que pueden entrar al Sistema Interconectado, nos da miras a convertirnos en un país con la capacidad de exportar energías limpias y llevar recursos renovables para la gente en los territorios”, afirmó Camacho.

Según el funcionario, la entrada en operación de Colectora 500kV representaría el 6 por ciento de la capacidad instalada y el 9,6 por ciento de la demanda máxima del país.

Por su parte, la ministra de Ambiente, Susana Muhamad explicó: “La línea empezó su primer diseño con los estudios de alternativas en el año 2016 y cuando llegamos con este gobierno la línea estaba empantanada por la necesidad de hacer 250 consultas previas con la comunidad Wayú y otras comunidades en La Guajira. Este fue un logro del Ministerio Minas y Energía y el Ministerio del Interior, destrabar esas consultas previas”.

De acuerdo a la cartera ambiental, ya se han otorgado licencias a 43 proyectos, de los cuales 7 son proyectos eólicos, 19 fotovoltaicos y 17 líneas de transmisión. De toda ese portafolio, 22 han sido durante el actual Gobierno.

En tanto a las demoras que están experimentando muchos otros proyectos de La Guajira, Camacho señaló que están trabajando en dar solución a esas barreras. En efecto, reveló que en los últimos meses han finalizado con éxito el 75 % de consultas previas de proyectos eólicos y más del 90 % de las consultas relacionadas con líneas de conexión.

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Este año el fenómeno de «El Niño» generó una situación de estrés severo en el Ecuador debido a la reducción de la oferta de energía por la ausencia de lluvias y el incremento de la demanda de energía por las altas temperaturas que obligó a las autoridades a tomar medidas drásticas como racionamientos de energía prolongados.

Esa situación demostró la inminente necesidad de energía del país y posicionó a las energías renovables y a los sistemas de almacenamiento como prometedores aliados para garantizar el suministro eléctrico en los próximos periodos de estiaje.

Si bien ha habido esfuerzos en los últimos años por diversificar la matriz con acciones como el Plan de Transición Energética en Galápagos, el Mapa Solar, el Plan Maestro de Electricidad, el otorgamiento de créditos para las interconexiones y la reciente Ley Orgánica de Competitividad Energética, la capacidad instalada en energías renovables sigue siendo escasa y la matriz energética es principalmente hidroeléctrica.

En este contexto, Enith Carrión, ex Viceministra de Electricidad y Energía Renovable del Ministerio de Energía y Minas del Ecuador durante la administración de Guillermo Lasso, habló de la necesidad de financiamiento para la ejecución de más proyectos de energías no convencionales.

“Es importante analizar la ley actual para promover mecanismos de financiación para proyectos. Se necesita un fideicomiso financiero de manera urgente para garantizar los pagos futuros por venta de energía”, explica. 

“Se necesita esa herramienta para reactivar esos proyectos que están en stand by. Falta dar ese impulso para poner a caminar a esos proyectos como El Aromo que se encuentran en stand by”, agrega.

De acuerdo a la experta, este mecanismo para otorgar liquidez a los inversionistas es fundamental para poder construir ese Primer Bloque de Energías Renovables No Convencionales (Bloque ERNC) por 500 MW.

A su vez, llama a las autoridades a fortalecer las instituciones y otorgar reglas claras que le den certidumbre a los distintos actores de la cadena.

Según la experta, tres sectores tan grandes e importantes como minero, petrolero y eléctrico no pueden ser nucleados en un solo Ministerio. Eso le quita  institucionalidad a la esfera política, ya que se eliminaron áreas fundamentales y la falta de personal hace que no se pueda dar respuesta a los desafíos de actividades económicas tan cambiantes.

Por otro lado, en cuanto a los últimos avances regulatorios en materia energética, Carrión califica como un hito positivo que la Ley Orgánica de Competitividad Energética reconozca los costos de la tarifa que en muchas ocasiones es deficitaria.

También celebra la regulación 0308 en favor de la generación distribuida porque “abre un escenario importante para la inversión privada y el autoconsumo” .

“Si bien debe actualizarse con la Ley de Competitividad Energética, es una regulación bastante buena para impulsar la generación distribuida”, afirma.

A pesar de estos avances, la experta considera que «aun hay mucho por hacer» y considera que actores públicos y privados deben unir fuerzas y trabajar en conjunto para dar solución a la crisis energética por que de eso de penderá también el crecimiento económico del país.

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Las firmas PCR y ArcelorMittlal Acindar días atrás inauguraron el parque eólico San Luis Norte, ubicado en la localidad de Toro Negro en un predio de 1500 hectáreas de extensión, que cuenta con 25 aerogeneradores con una capacidad instalada total de 112,5 MW de potencia e implicó una inversión de 210 millones de dólares (ver nota)

Dicho proyecto representó un hito muy importante para PCR ya que es el primero que construyó junto a un socio, apalancado por un contrato PPA con Acindar y en medio de un contexto de dificultad para importar equipamiento. 

Y si bien el mismo día de la inauguración anunciaron el comienzo de las obras para una central fotovoltaica de 18 MW adicionales en el mismo complejo, que lo convertirá en uno de los primeros parques de generación de energía renovable híbrida del país, y desde PCR abrieron las puertas a que el proyecto siga creciendo en el futuro. 

“El proyecto está pensado para una posible ampliación y llegar a los 200 MW eólicos y una segunda etapa de otros 18 MW solares”, sostuvo Martín Brandi, CEO de PCR, en conversación exclusiva con Energía Estratégica. 

“Es decir que la posibilidad existe, pero de todos modos no tenemos prevista la expansión en el corto plazo. Aunque el proyecto está preparado y ojalá se haga realidad algún día”, agregó. 

Además, la compañía actualmente opera cuatro complejos de parques eólicos con una potencia total de 527,4 MW ubicados en las provincias de Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis, ubicándose como la empresa en el 2° puesto en generación eólica del país y representando el 15% de dicha producción renovable.

PCR también cuenta con 550 MW de prioridad de despacho adjudicada en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) que está próxima a construirse entre los parques eólicos La Escondida (110 MW), La Victoria (95 MW),  El Mataco II (100,8 MW), El Mataco III (64,8 MW) y el PE Olavarría (180 MW). 

“Para los 110 MW asignados en la provincia de Buenos Aires (PE La Escondida), tenemos ganas de iniciar construcción este año, de tal modo que trabajamos fuertemente en la ingeniería desde hace varios meses”, sostuvo Brandi. 

A lo que se debe añadir que el PE Olavarría incluyó la posibilidad de expandir el sistema de transporte mediante la repotenciación capacitores serie (CCSS) en la estación transformadora Olavarría de la línea de alta tensión 500 kV ET Olavarría – Abasto, lo que significa un aumento de capacidad en la limitación 6 (exportación Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires) en más de 440 MW; aunque cabe aclarar que esa potencia asignada sólo se volverá efectiva cuando la obra de transporte sea habilitada comercialmente y PCR tendrá prioridad sobre esa capacidad. 

“Ya hicimos obras de ampliación en el sistema, pero esta será la de mayor envergadura y complejidad de las que llevamos adelante hasta el momento y que habilitará inyectar 440 MW repartidos entre Bahía Blanca y Olavarría”, complementó el CEO de PCR en diálogo con Energía Estratégica. 

Por otro lado, PCR  recientemente firmó un acuerdo con Haleon para el abastecimiento de 8.661 MWh / año de energía eólica, para la operación de la planta industrial ubicada en San Fernando. 

Dicha planta comenzará a trabajar con el 100% de provisión de energía eléctrica renovable de PCR mediante un acuerdo cuya vigencia por 5 años establece la provisión de energía verde para sus operaciones a través del parque eólico Mataco III, ubicado en Tornquist, integrado por 8 aerogeneradores que suman una potencia total de 36 MW, y forma parte del complejo eólico Mataco – San Jorge, que, con 59 aerogeneradores en total y una capacidad instalada de 239,4 MW. 

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La Comisión Especial para el Debate de Políticas Públicas sobre Hidrógeno Verde del Senado de Brasil aprobó el proyecto de ley PL 2.308/2023, que establece el marco regulatorio para la producción de H2 bajo en carbono e incentivos fiscales y financieros para el sector.

Y se espera que el proyecto de ley se trate en los próximos días en el Plenario de la Cámara Alta, dado que la Comisión Especial de H2V aprobó una solicitud urgente para acelerar la tramitación del texto. 

El proyecto abarca la creación del plan nacional de H2, el Programa de Desarrollo del Hidrógeno Bajo en Carbono (PHBC), el sistema brasileño de certificación y el Régimen Especial de Incentivos a la Producción de Hidrógeno con Bajas Emisiones de Carbono (Rehidro), donde podrán participar las empresas vinculadas al transporte, distribución, envasado, almacenamiento o comercialización del mencionado vector energético. 

Cabe recordar que el proyecto de ley define, en primera instancia, al “hidrógeno bajo en carbono” como un combustible o insumo industrial cuyo proceso de producción emite un máximo de cuatro kilogramos de dióxido de carbono por kilogramo de hidrógeno generado; pero ese valor podría ser revisado en los próximos años. 

Mientras que el principal cambio dado por la Comisión Especial de H2V fue el aplazamiento de 2027 a 2028 del inicio del otorgamiento de créditos fiscales por la venta de hidrógeno de bajas emisiones producido en Brasil, al cual el sector energético podrá acceder hasta el año 2032. 

Allí se priorizarán los proyectos con menor intensidad de emisiones y aquellos con mayor potencial de “densificación” de la cadena de valor nacional; hecho que representa una “mejora para incentivar la valorización del H2 producido a nivel local”, según el senador Otto Alencar. 

¿Cuáles son los incentivos planteados?

El Rehidro tendrá vigencia desde 2025 a 2029 y allí podrá participar el sector energético de Brasil, que serán incluidas en el Régimen Especial de Incentivo al Desarrollo de Infraestructura (Reidi), por el cual las empresas estarán exentas del pago por las contribuciones sociales del programa de integración social (PIS), el programa de formación de servidores públicos patrimoniales (PASEP) y la contribución al financiamiento de la seguridad Social (COFINS).

Además, la iniciativa legislativa contempla créditos fiscales con cargo a la Contribución Social sobre la Ganancia Neta (CSLL) que grava las operaciones de compra y venta de hidrógeno bajo en carbono. 

El crédito se otorgará dentro de los 60 días siguientes a la emisión de la factura de venta, podrá utilizarse para pagar cualquier impuesto federal y, si no existe deuda para compensar, el crédito se reembolsará en efectivo.

“Los incentivos superan los R$ 13.000.000.000 a lo largo de cinco años a pedido del propio sector que han realizado en el área. Y estos incentivos estarán disponibles para todas las fuentes e iniciativas de producción de hidrógeno bajo en carbono y para consumo de ese vector”, afirmó el senador Otto Alencar. 

Y dicho beneficio no podrá exceder los siguientes montos por cada año:

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

“Los primeros proyectos de energía eólica offshore son importantes para el hidrógeno verde, que inicialmente justificará las grandes inversiones en Brasil. (…) Y a partir de las políticas de incentivos se instalarán más de miles o centenas de proyectos de todas las fuentes para producir H2”, agregó Alencar. 

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La falta de capacidad de transporte eléctrico se posiciona como uno de los principales cuellos de botella para el ingreso de más parques renovables en Argentina y una mayor penetración en la matriz energética del país. 

Y si bien las empresas transportistas o de distribución troncal, dentro de su contrato de concesión, no tienen la responsabilidad de ampliar el sistema, sí llevaron a cabo una serie de estudios que derivaron en la Resolución SE 507/2023 por la que el gobierno autorizó el “Plan de Expansión del Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica en Alta Tensión” y el Plan Expansión del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal (ver nota).

Dicho plan prevé cerca de USD 10.000.000.000 de inversiones para ampliar la red y sumar más de 3500 MW para capacidad eólica y solar a Costo Marginal Operado (CMO) medio y alto; las cuales podrían amortizar el costo de las obras según explicaron desde la Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión Transener S.A. (Transener)

“Trabajamos con CAMMESA en evaluar los ahorros de despacho que se generarían por permitir ingresar energía renovable y generación térmica más eficiente; ya que hay lugares donde el sistema de transporte está saturado, por lo que para abastecer la demanda se usa generación ineficiente con combustibles líquidos”, manifestó Carlos Borga, director técnico de Transener. 

“Es decir que los ahorros de despacho (calculado a 10 años) repagarían la ampliación del sistema de transmisión del Plan, pero falta arrancar, la inversión inicial”, agregó el especialista durante un evento.

Dentro de dicho programa se incluyen líneas de 500 kV, como por ejemplo la LT Vivoratá – Plomer correspondiente al proyecto AMBA I, obra prioritaria de más de 500 kilómetros que iba a ser financiada por China pero que se mantuvo trabada por más de un año; o incluso la interconexión eléctrica Río Diamante – Charlone – O’Higgins de casi 487 km entre Buenos Aires y Mendoza. 

Y el mismo surgió a partir del entendimiento que algunos corredores del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y diversas ET se encuentran saturadas o próximas a estarlo, sin la posibilidad de vincular las zonas con potencial para las renovables con los grandes nodos de demanda.

Sumado a que ya hubo propuestas para realizar obras menores o grandes para incorporar capacidad verde que permita alcanzar los objetivos de participación previstos en la Ley N° 27191; considerando que en 2023 el país terminó por detrás del objetivo de tener participación renovable en, al menos, 18% del total del consumo propio de energía eléctrica y que la normativa vence en 2025, año en que Argentina debería lograr llegar a la meta del 20%. 

De todos modos, el director técnico de Transener reconoció que los ahorros de despacho no se darían desde el comienzo sino que podría serlo recién a partir del quinto año de implementación de los planes en cuestión, una vez que hayan iniciado diversas obras de infraestructura. 

“Con lo cual, haría falta la financiación para empezar los primeros cinco años y luego el mismo sistema y los ahorros de despacho que éstos generan repagarían el plan”, insistió Borga.

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El segundo tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) para proyectos de generación renovables y almacenamiento en Puerto Rico no ha alcanzado su meta de contratación fijada en 1000 MW para ofertas de energía y 500 MW equivalente en baterías.

Durante la última Reunión Regular de la Junta de Gobierno de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) se recomendó la adjudicación de solo dos proyectos fotovoltaicos (20 MW y 40 MW) y uno de almacenamiento (60 MW/4hs).

Desde la AEE alegaron que los costos presentados en el segundo tramo son más altos que el promedio de los contratos ya firmados para el primer tramo, pero más bajos que el más caro de ese grupo.

Aquello despertó el malestar de los participantes de esta convocatoria ya que argumentan que el aumento promedio de las ofertas se debe a los altos costos de interconexión que LUMA estimó para este segundo tramo, que resultan superiores a los estimados para el primer tramo.

Al respecto, es preciso indicar que un elemento fundamental para que un proyecto de generación de energía renovable sea viable es la disponibilidad de interconexión. Actualmente, los puntos de interconexión en Puerto Rico estarían saturados, con lo cual necesitan adecuaciones que incrementan los costos y hacen inviable los proyectos.

“Por ejemplo, para el tranche 1 un proyecto de 80 MW tenía 8 millones de dólares de costos de interconexión, para el tranche 2 a un proyecto con las mismas características le cuesta 22 millones”, advirtió un participante de este proceso.

Los costos de interconexión no serían la única problemática identificada por los participantes del proceso. Por otro lado, la larga cadena de retrasos y burocracia para que la AEE, LUMA, el NEPR y el FOMB aprueben las propuestas, supone una incertidumbre importante que los desarrolladores tienden a traspasar en su precio final (ver detalle al pie).

Aquello envía una señal errónea a los potenciales desarrolladores e inversionistas internacionales que juegan un papel fundamental para materializar la transformación del sistema eléctrico de Puerto Rico.

“Es evidente que la AEE, el NEPR y el FOMB no son capaces de ejecutar de manera efectiva un proceso de solicitud de propuestas para energías renovables para satisfacer los objetivos establecidos en la Ley de Política Pública Energética”, cuestionaron desarrolladores.

Desde la perspectiva de empresas que participaron de ambos procesos y que llevan años invirtiendo recursos en Puerto Rico, estas situaciones crean frustración y desmotivación porque no pone en riesgo sólo la ejecución de su cartera de proyectos.

No hay que perder de perspectiva que las empresas internacionales contribuyen de forma significativa al avance del desarrollo sostenible de Puerto Rico, impactando de manera positiva a numerosos sectores de la actividad económica, el medio ambiente y los mercados laborales.

Un contexto marcado por demoras e incertidumbre

En 2019, la Legislatura de Puerto Rico aprobó la Ley de Política Pública Energética (Ley 17-2019), en la cual se establece una Cartera de Energía Renovable con el fin de alcanzar un mínimo de 40% para el 2025; 60% para el 2040; y 100% para el 2050.

Para cumplir con el mandato de la Ley 17-2019 y alcanzar el 40% para el 2025, la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) y el Negociado de Energía (NEPR) iniciaron un proceso de solicitud de propuestas (RFP por sus siglas en inglés) para la contratación de 3,750 MW de capacidad de generación con empresas privadas a través de fuentes renovables de energía y 1,500 MW de almacenamiento de energía a través de sistemas de baterías.

En febrero del 2021, fue publicado el primer tramo de solicitud de propuestas buscando obtener 1000 MW con capacidad de producir energía renovable y 500 MW con capacidad para almacenamiento de energía.

Posteriormente, en febrero del 2022, el NEPR aprobó 18 contratos (PPOA, por sus siglas en inglés) que fueron firmados entre junio y agosto del 2022. Sin embargo, ninguno de los 18 contratos aprobados alcanzó un cierre financiero debido principalmente por altos costos de interconexión y que los precios presentados originalmente ya no eran viables.

Para abordar estas preocupaciones, en abril del 2023, el NEPR ordenó a los desarrolladores que presentaran ofertas actualizadas. Finalmente, en septiembre del 2023, 32 meses después, fueron aprobadas 11 propuestas que totalizaron 830 MW con capacidad renovable y 2 propuestas que totalizaron 200 MW/4hr con capacidad para almacenamiento.

No obstante, al menos cinco contratos renovables fueron cancelados en Puerto Rico, de acuerdo con declaraciones del Comité de Contratación y Asuntos Regulatorios. Por lo que, en el marco del RFP “Tranche 1” en el cierre del 2023 quedaron 10 proyectos confirmados sumarán 765 MW de capacidad acumulada, proveniente de 8 proyectos de generación que totalizan 565 MW y 2 de baterías de 100 MW cada uno.

Adicional a esto, durante este año tres proyectos de almacenamiento de energía (BESS) por un total de 150 MW habrían avanzado con contratos mientras que en paralelo la AEE estaría transitando un proceso de discusión de aspectos técnicos y contractuales para reconsiderar otros cuatro proyectos de baterías en Naguabo, Yabucoa, Santa Isabel y Barceloneta, que totalizan 260 MW.

Con ese precedente, contar con Accion Group como coordinador independiente de nuevas convocatorias de solicitudes de propuestas prometía cambios para mejorar los procesos y selección de adjudicados.

Sin embargo, tras trascender en junio de este año 2024 que no se cubrieron los requerimientos del segundo tramo publicado en septiembre del 2022 que pretendía obtener 1000 MW con capacidad de producir energía renovable y 500 MW con capacidad para almacenamiento de energía, genera malestar en el sector.

Ahora, veintidós meses después de que la AEE apenas recomendó para aprobación dos propuestas que totalizaron 60 MW con capacidad renovable y una propuesta para 60 MW/4hr con capacidad para almacenamiento, el inversionista ve con recaudos el tercer tramo que avanza en paralelo.

Si bien, en las próximas semanas se podría renegociar nuevos precios y se anuncien nuevos proyectos recomendados para adjudicación final (existe un precedente así en el primer tramo) aún queda la incertidumbre de cómo ser competitivos a los ojos de las autoridades del sector energético si se mantienen altos los costos de interconexión.

“Para ser efectivos en los siguientes procesos de solicitud de propuestas, la AEE, el NEPR y el FOMB deben acordar y establecer un precio de referencia para que los desarrolladores e inversionistas determinen si con dicho precio su proyecto es viable”, planteó un participante en exclusiva para Energía Estratégica.

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En una nueva versión del plan de expansión de generación a 2037, la Unidad de Planeación Minero Energética proyecta que la capacidad total instalada del sistema de generación a 2037 variaría entre 34.7 GW y 37.7 GW, lo cual corresponde a un crecimiento entre 70% y 85% frente a la capacidad actual de 20.3 GW.

“Desde la UPME presentamos este nuevo Plan de Expansión en Generación, en el cual analizamos las diferentes fuentes de energía disponibles para identificar el mix de generación que más le conviene al país frente a diferentes escenarios, dando señales en términos de diversificación de la matriz energética, seguridad energética y costos futuros”, indicó Adrián Correa, Director General de la UPME.

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

“Esta evolución supone una reducción de la participación de la capacidad hidroeléctrica y térmica del sistema de generación, disminuyendo del 91% actual al 47% para 2037. La disminución en la participación está relacionado directamente con la incorporación de forma cronológica de nueva capacidad a partir de biomasa, biogás, eólica offshore y solar fotovoltaica” precisó Correa.

En materia de reducción de emisiones a 2030, se proyectan en los distintos escenarios evaluados, que las emisiones promedio oscilarán entre 2.6 y 3.8 MtCO2, de cara a la meta de no sobrepasar las 11.37 MtCO2 de emisiones asociadas en generación eléctrica para el año 2030.

“Desde el Gobierno Nacional, somos conscientes y estamos comprometidos en impulsar la Transición Energética Justa. Es claro que una matriz de generación eléctrica diversificada posibilita el cumplimiento de los compromisos del país frente a la reducción del 51% de las emisiones de gases efecto invernadero a 2030” manifestó el director de la UPME.

De igual forma y en línea con la Estrategia Estallido 6GW, el plan prevé una expansión a 2026 de 5,9 GW de fuentes renovables no convencionales, frente a la meta de 6 GW inicialmente definida. Para consultar el Plan de Expansión de Generación, puede ingresar a aquí.

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El director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Edward Veras, adelantó que la segunda versión del Plan Energético Nacional 2024-2038 se publicará en los próximos meses, con un enfoque en acelerar el uso de energías renovables, promover el almacenamiento y garantizar el uso responsable de los suelos para la instalación de proyectos.

“Ya tenemos las primeras concesiones y se están construyendo las primeras centrales fotovoltaicas con almacenamiento para suplir en horas de la noche. Esta es una novedad que tenemos como país y es probable que estemos mirando más allá del 2030 con renovables por encima del 30%”, afirmó Veras.

Las metas del plan incluyen aumentar el uso de energías renovables al 25% para finales de 2025 y alcanzar un 30% para 2030. Para lograr estos objetivos, se requiere una inversión significativa del sector privado, estimada en unos 5,400 millones de dólares. Las expectativas son prometedoras, ya que en 2023 se invirtieron 1,071 millones de dólares en energía renovable, y para 2024 se proyecta que esta cifra supere los 1,300 millones de dólares.

El funcionario subrayó el esfuerzo del Gobierno en promover las energías renovables. “Desde 2020, la capacidad de generación de energía renovable ha crecido del 9% al 16%. Este crecimiento se debe en gran parte al decreto 608-21 emitido por el presidente Abinader, que permitió la contratación directa de 42 contratos de compra-venta de energía.”

Veras señaló que actualmente 26 grandes proyectos están en construcción y se espera que 8 de ellos estén operativos en los próximos días. Asimismo, comentó que el proyecto de Manzanillo avanza rápidamente, con más de 2,000 millones de dólares de inversión privada.

También se promete una reducción significativa en el costo de la energía. “Para 2027-2028, esperamos que los precios de compra de energía en el mercado mayorista bajen de unos 17 centavos en 2022-2023 a unos 11 centavos en promedio”, añadió Veras. Además, se espera una menor dependencia de combustibles fósiles. En 2023, se evitó el consumo de energía térmica valorada en 250 millones de dólares gracias a las fuentes renovables actuales.

Uso responsable de los terrenos y transmisión

El PEN 2024-2038 también aborda el uso responsable de los terrenos para proyectos de energía renovable. Veras explicó que se excluirán zonas de alta producción agrícola y de baja irradiación solar, como el Bajo Yuna, Bonao, La Vega y Villa Altagracia. En cambio, se favorecerán áreas con alto potencial solar como la Línea Noroeste y la zona sur (Yaguate, Galeón, Baní, Azua). Esta estrategia asegura que el desarrollo de proyectos fotovoltaicos no interfiera con la producción agrícola ni se realice en áreas de baja eficiencia.

Desde el punto de vista técnico, Veras destacó la importancia de expandir la capacidad de transmisión. En ese sentido, adelantó que la construcción de una “autopista eléctrica” de 345,000 voltios conectará las nuevas instalaciones en Manzanillo con el sistema eléctrico nacional. Esta infraestructura mejorará la capacidad de transmisión y distribución de energía, facilitando la integración de nuevas fuentes de energía renovable y asegurando un suministro más estable y eficiente.

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GoodWe y Sistemas Energéticos continúan su alianza estratégica por la que buscan un nuevo enfoque para la promoción y expansión del uso de energías renovables distribuidas en Argentina, como también para ganar la confianza de los clientes en un sector donde la fiabilidad y el rendimiento a largo plazo de los productos son fundamentales.

Es por ello que Guilherme Nienow, gerente comercial LATAM de GoodWe, participó del ciclo de entrevistas «Protagonistas» de Energía Estratégica y reveló las ventajas y beneficios de contar una alianza local con Sistemas Energéticos para acelerar la implementación de la energía solar sostenible en el sur del continente.

“Nos gustaría lograr una mayor cuota del mercado en Argentina. Cuando se asocia la marca a un aliado estratégico, se crea una mejor relación con los clientes porque éstos saben que no quedan olvidados por el fabricante. Esto nos ayuda a reducir los tiempos de respuesta, tener equipos disponibles siempre que sea necesario, beneficios que llevan al objetivo de incrementar la cantidad de ventas”, aseguró. 

“Nos vale crecer de forma sustentable junto con nuestros aliados. Esto ya se demostró exitoso en mercados como Colombia, Ecuador, Chile, junto a aliados que acreditaron nuestro modelo de negocios y que brindan resultados fantásticos. Y tenemos absoluta certeza que no va a ser diferente en Argentina, donde tenemos gran soporte con Sistemas Energéticos”, agregó. 

La estrategia de expansión de Sistemas Energéticos y GoodWe se fundamenta en identificar las necesidades del mercado y establecer alianzas estratégicas, con instaladores, distribuidores, cooperativas y comercios locales, para brindar soporte técnico y capacitación en el desarrollo de generación distribuida.

Con el objetivo inicial proyectado de alcanzar una meta de 2.000.000 de dólares en el primer año, se planea cuadruplicar este valor en los próximos tres años, centrándose en soluciones híbridas. 

A tal punto que, entre otras soluciones que ofrecen, a fines del año pasado, GoodWe ha ampliado su cartera de soluciones de almacenamiento de energía C&I con dos nuevas incorporaciones: el inversor híbrido ETC de 100 kW y el inversor de batería modernizado BTC de 100 kW, los cuales pueden combinarse con GoodWe de alta potencia. 

¿Con qué criterio eligieron a Sistemas Energéticos como socio local en Argentina? Guilherme Nienow explicó que apuntaron a la valorización de la marca con aliados que sean relevantes en el mercado argentino, con el fin de lograr una construcción de una relación de largo plazo a partir de los productos y canales que ofrecen desde GoodWe. 

“Argentina es un mercado súper importante para nosotros en Sudamérica y tenemos certeza tendrá muy buenos frutos en el futuro. Buscamos socios con experiencias en la energía solar y con capacidad técnica, porque los volúmenes de equipos vendidos son muy altos y necesitamos un socio con condiciones de brindar un primer soporte técnico. Además de reputación y credibilidad en mercado local como en la comercialización, que en este caso entre GoodWe y Sistemas Energéticos envuelve pagos, desarrollo del canal, promoción de la marca y más”, sostuvo el gerente comercial LATAM de GoodWe. 

“Otro punto importante es tener una solidez financiera. La condición financiera hoy para manejar montos en Argentina no es sencilla, por tanto escoger un aliado con condiciones de cumplir lo que creemos que podemos hacer, es súper importante. Y Sistemas Energéticos es un aliado que tiene la misma idea que nosotros de desarrollo del mercado”, añadió.

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A fin de año, ejecutivos de entidades y empresas y funcionarios de toda la región latinoamericana, especialmente de Chile, Perú y Argentina, 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 tercera edición en el mercado chileno. 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 Chile” que se llevará adelante los días 27 y 28 de noviembre en el prestigioso Hotel Intercontinental de Santiago de Chile 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.

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La feria analizará el futuro de las energías limpias en la región, teniendo en cuenta el creciente interés que existe en el Conosur por impulsar nuevas inversiones en tecnología eólica, fotovoltaica y el almacenamiento energético en baterías e hidrógeno verde.

Ya confirmaron su participación empresas líderes del sector energético tales como: Sungrow, Huawei, Seraphim, JA Solar, Nextracker, Trina Solar, Solis, LONGi Latam, Risen, Chemik, Black and Veatch, DIPREM, Goodwe, Jinko, AE Solar, ZNShine y Canadian Solar. 

También se contará con el apoyo de aliados estratégicos como Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN), Acenor, Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol), Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP), Generadoras de Chile, ADELAT, ACERA, MERL, AUDER, Asociación de Pequeños y Medianos Generadores (GPM AG), AICE, OLADE, RAVEZA, ATZ.  

Por todo lo expuesto Future Energy Summit brindará el espacio ideal para debatir los principales temas de la agenda del sector y las oportunidades regulatorias y de inversión. 

¡No te quedes sin participar! Para reservar tu lugar, ingresa al siguiente link. ¡Súbete a la ola renovable y vive la experiencia de este viaje hacia la transición energética!

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Costa Rica continúa trabajando en su planificación para lograr una matriz eléctrica robusta y confiable. Con una capacidad instalada de 3500 MW que viene incorporando desde 1940, hace frente a los requerimientos de una demanda máxima en el orden de 1850 MW. 

No obstante, un gran reto aún es su gran dependencia a la hidroelectricidad, que en la actualidad representa el 67.78%. En menor medida, las termoeléctricas con 10.89% y, de igual manera, la geotérmica con 10.89% completa su podio de mayor aportación al Sistema Eléctrico Nacional. 

Un punto de oportunidad para diversificar aún más su parque de generación está en las energías renovables no convencionales que hoy representan el 9,69% de la capacidad instalada total entre eólica que significa el 7,51%, biomasa el 2.03% y solar a penas el 0.15% (DOCSE, 2023). 

En respuesta a ello, el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) trabaja en miras a interconectar nuevos proyectos. Según indicó Marco Acuña Mora, presidente ejecutivo del ICE, como parte de su estrategia impulsando la transición energética, contemplan próximas contrataciones. 

“La planificación nos está diciendo que tenemos que diversificar más la matriz eléctrica. En esa línea va geotermia, solar y eólico”, confirmó Acuña, durante su participación en el evento online «Mercados eléctricos y la transición verde en Centroamérica», organizado por The Inter-American Dialogue, Center for Latin American & Latino Studies y la Asociación para una Sociedad más Justa (ASJ).

Y precisó: “Acabamos de adjudicar 80 MW eólicos, adjudicamos 86 MW solares, nosotros estamos construyendo plantas geotérmicas y vienen concursos adicionales de solar en las próximas semanas de alrededor de 150 MW”. 

En exclusiva para Energía Estratégica, desde el ICE confirmaron que efectivamente trabajan en la contratación de nueva capacidad de generación renovable en el marco de la Ley 7200, y anticiparon, en relación a la convocatoria entrante para nueva capacidad fotovoltaica: 

“Actualmente, se está en etapa de revisión de la disponibilidad de espacios de transmisión para que, en próximas semanas se generen las invitaciones para presentar elegibilidades en zonas específicas. Posteriormente a esta fase, se lanzará este nuevo concurso”.

Al respecto, es necesario aclarar que no se trata de la primera iniciativa impulsada durante la gestión de Marco Acuña. El ICE lleva a cabo un plan agresivo de nuevas incorporaciones. Por ejemplo, en marzo de este año  el ICE promovió la construcción de 412 MW de proyectos de generación eléctrica con recursos solares (270 MW), eólicos (122 MW) y de biomasa (20 MW) que entrarán en operación entre 2025 y 2026. 

Adicionalmente, se lanzó una licitación para el diseño y construcción de la repotenciación de la Planta Eólica Tejona, cuya fecha máxima para presentar ofertas es hoy martes 11 de junio del 2024 y la fecha de apertura de ofertas es el miércoles 12 de junio. 

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YPF Luz avanza con la construcción de más parques de generación renovable a lo largo del país. Tras tener casi 400 MW eólicos (repartidos entre Manantiales Behr, Los Teros y Cañadón León) y 100 MW fotovoltaicos operativos, la empresa continúa con el montaje de los cinco primeros aerogeneradores de su parque eólico General Levalle, de 155 MW de capacidad, ubicado en la provincia de Córdoba. 

Cada montaje implicó la instalación de cinco tramos de torres para alcanzar los 125 metros de altura de cada aerogenerador (6,2 MW cada uno). Luego se instaló la góndola, el tren de potencia, el hub y por último, el set de palas que tienen un largo aproximado de 79 metros. 

Para llevar a cabo toda la logística se utilizó una grúa especial de 600 toneladas, asistida por otros equipos de menor tamaño, que dieron soporte a las maniobras de armado y ensamble.  Y hasta la fecha, el proyecto lleva empleadas más de 700.000 horas de trabajo. 

La misma secuencia se implementará para los 20 aerogeneradores restantes que tendrá el parque en total; y posteriormente comenzarán las actividades de terminación mecánica, pruebas y puesta en funcionamiento.

YPF Luz también está en proceso de construcción del parque eólico Cementos Avellaneda, ubicado en la localidad de Olavarría y que tendrá una potencia instalada de hasta 63 MW mediante nueve  aerogeneradores Nordex Delta de 7 MW de capacidad cada uno, con un factor de carga estimado de 47%.

“La industria dio signos súper positivos de interés porque las energías renovables son una prioridad competitiva desde sus alternativas y cuando tenemos la posibilidad de realizar contratos bilaterales se traduce en desarrollo de proyectos. Por lo que estar con 218 MW en construcción es una clara señal que este sendero sigue”, señaló Santiago Sajaroff, responsable de Operaciones de YPF Luz, durante un evento en el que Energía Estratégica estuvo presente. 

“El siguiente paso es generar vínculo con la demanda que hoy no participa del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), cómo lograr que esos usuarios puedan alinearse a esos recursos. Este es un desafío que tenemos en el corto plazo”, agregó. 

A ello se debe añadir que la compañía con más de diez años en el segmento de la generación de energía eléctrica busca vincularse con nuevas demandas y sectores, como por ejemplo la minería, a la par de estar atentos al avance de nuevas obras de transmisión eléctrica. 

Tal es así que Sajaroff reconoció que YPF Luz tiene en carpeta algunos proyectos de transporte y generación de energía renovable para abastecer la demanda minera, más allá del plan de exploración de litio en el norte, como es el caso de la provincia de Catamarca que tiene a Catamarca Minera y Energética Sociedad del Estado (CAMYEN) como concesionario.

“Estamos trabajando en un proyecto vinculado al sector minero, que por tamaños de demanda sí permite el desarrollo de la ampliación del sistema de transporte. Es totalmente relevante y parte de lo que buscamos en el desarrollo de proyectos”, manifestó.

“Asimismo, hay lugares con mejores recursos en donde no hay transporte disponible, pero con una red de transmisión con otras capacidades sí sería aprovechable. Eso no significa meramente grandes líneas, sino que también desde CADER realizamos un estudio compartido con todo el mercado para identificar ampliaciones de transporte y había una lista con obras relativamente menores. Por lo que hay oportunidades para mejorar el sistema de transmisión”, añadió.

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La presidenta de la Mesa Directiva de la Cámara de Diputados, Marcela Guerra Castillo, señaló la necesidad de mayor inversión en infraestructura del sector eléctrico nacional —que registra un incremento en su demanda del 3.5 por ciento anual—, en especial en líneas de transmisión y redes de distribución, con énfasis en las energías limpias y renovables.

Esto, con la finalidad de que México cuente con la electricidad que demanda la relocalización industrial (nearshoring) y aprovechar a tiempo el momento que se está viviendo a nivel internacional, a lo que debemos sumar el abasto de agua y mayor seguridad pública.

Guerra Castillo destacó que, en este momento geopolítico, es necesario que se aplique una política para que haya facilitación aduanera, mejores carreteras y puertos marítimos, porque sólo se cuenta con 65 para uso comercial de los 117 que existen en las costas mexicanas, en la Red 5G, y crear una política pública e industrial a largo plazo.

“Se requiere una inversión importante en líneas de transmisión y redes de distribución eléctricas, en propiciar mayor inversión en las energías limpias, renovables; tenemos que crecer muchísimo en energía, 3.5 al año, más lo que se espera de nearshoring”.

Según datos de la Secretaría de Energía (Sener), existen 9 mil megawatts en proceso de autorización, sólo por parte del sector público, más lo del privado, “lo que significaría crecer en un 10 por ciento más en el suministro”, dijo la presidenta de la Cámara de Diputados.

“Debemos de aprovechar la atracción industrial que hoy registra el país, pero se requiere generar orden en la inversión, economías de escala, competitividad y el cumplimiento de objetivos sociales”, concluyó.

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Genneia, la empresa líder en energías renovables en nuestro país, se reunió con el gobernador de Mendoza para compartir el nuevo plan de inversiones en la provincia. Este plan incluye dos proyectos solares que le permitirá a la compañía seguir incrementando su capacidad instalada actual y mantener su crecimiento sostenido en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), respondiendo a la alta demanda corporativa por energía verde.

El anuncio se llevó adelante en la Casa de Gobierno de la provincia de Mendoza y contó con la presencia de los directivos de Genneia encabezado por Jorge Brito, en representación de los accionistas; César Rossi, presidente; Bernardo Andrews, CEO y otros miembros de la compañía. Por parte de las autoridades provinciales, estuvieron presentes el gobernador Alfredo Cornejo, junto a Jimena Latorre, ministra de Energía y Ambiente de Mendoza.

Durante el encuentro, ambas partes conversaron sobre el plan de inversiones de Genneia en la provincia, el cual asciende a 250 millones de dólares y se ejecutará entre 2024 y 2025. El plan incluye la construcción de un nuevo parque solar en el departamento de Malargüe de 93 MW de capacidad instalada y que contará con más de 160.000 módulos fotovoltaicos en una superficie de 312 hectáreas. Esta obra requerirá una inversión total de US $90 millones de dólares. Asimismo, se construirá el Parque Solar Anchoris en el departamento de Luján de Cuyo, que contará con una capacidad instalada de 180 MW, con cerca de 360.000 paneles solares, en un predio de 395 hectáreas. Este parque requerirá una inversión de 160 millones de dólares. 

Estos proyectos evitarán la emisión de casi 300 mil toneladas de gases de efecto invernadero a la atmósfera y abastecerán de energía limpia a más de 160.000 hogares. En el aspecto social, se prevee que la construcción de ambos parques solares demande alrededor de 1.200 empleos en los picos de obra, y genere la formación de recursos humanos especializados para la operación y el mantenimiento de dichas operaciones, fortaleciendo además a la cadena de valor local.

Asimismo, ambos proyectos, los primeros a gran escala en la provincia, acompañan la diversificación productiva encarada por el gobierno, que se encuentra embarcada en una fuerte estrategia de transición energética, que acompaña los desarrollos mineros.

“Le damos la bienvenida en la provincia a Genneia, la empresa líder en energías renovables en el país”, dijo el Gobernador Cornejo y también expresó que “estas inversiones son fundamentales para posicionar a la provincia como líder en la transición energética y demuestra claramente el compromiso de Mendoza con el desarrollo económico y social, en armonía con el cuidado del ambiente”.

En esta línea, Bernardo Andrews, CEO de Genneia manifestó que “desde la compañía nos sentimos orgullosos de anunciar este plan de inversiones por 250 millones de dólares en la provincia de Mendoza, lo que marca claramente nuestra apuesta por seguir creciendo y mantener nuestro liderazgo en el apoyo a la transición energética, a la descarbonización de la industria y a la generación de empleo local”.

A principios de este año, Genneia alcanzó 1 GW (1.004 MW) de capacidad instalada, un logro nunca antes visto en nuestro país, el cual contribuye fuertemente a la descarbonización de la matriz energética argentina, colaborando con los compromisos de Argentina a nivel internacional.

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Alrededor de 137 comerciantes se verán beneficiados con la nueva inauguración de la planta de generación fotovoltaica de la sede Granabastos del municipio de Soledad, Colombia.

La nueva planta de la reconocida central de almacenamiento y distribución masiva, de alimentos y productos de consumo básico, generará 120 mil kWh al mes, entre el 25 % y el 30 % de la demanda actual de energía de la central. Así los mayoristas, que utilizan las bodegas de Granabastos para almacenar sus productos agroalimentarios, podrán aprovechar las ventajas del uso de energía limpia y con principal énfasis en la reducción de los costos operacionales.

Como un gran hito regional para la transición energética, el parque solar eligió a Trina Solar, empresa líder en la fabricación de paneles y soluciones solares, para la instalación de 1.808 paneles solares monocristalinos de 665W, con una estructura de pilotes con soportes de aluminio anodizado, y la presencia de 4 inversores de 250KVA. Este proyecto de la empresa Solar Plus incluyó la construcción y montaje, pruebas y puesta en servicio, con el fin de conectar la estructura a una línea de media tensión subterránea con la subestación principal.

Con este sistema de paneles solares, la central, especializada en la prestación de servicios de almacenamiento agroalimentario y distribución comercial, podrá captar la cantidad máxima de energía durante las horas solares y convertirla en electricidad para la comunidad comerciante y administrativa del municipio, contribuyendo a la reducción de la huella de carbono y a la disminución de las emisiones de alrededor de 15 mil toneladas de CO2 durante sus 25 años de vida útil, consolidando la eficiencia operacional y medioambiental del proyecto.

“Como Trina Solar nos enorgullece saber que seguimos aportando a la transición energética de Latinoamérica y el Caribe. Sin duda, la instalación de esta nueva planta conducirá a la región a un desarrollo más sostenible siendo un ejemplo para que otro países y rubros imiten este enorme compromiso por la eficiencia, tanto económica como operacionales y energética”, señaló Harold Steinvorth, head de Generación Distribuida para Latam de Trina Solar.

El proyecto se venía ejecutando desde 2022 y se inauguró en la celebración por los 35 años de servicio comercialización, almacenamiento y distribución a gran escala de alimentos y productos de consumo básico de la central de abastos.

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Tras varios meses de trabajo conjunto y tras un acuerdo celebrado entre los representantes de las asociaciones de grandes usuarios de energía de Chile (ACENOR), Argentina (AGUERRA), Colombia (ASOENERGIA) y Panamá (AGRANDEL), las agrupaciones publicaron un documento conjunto cuyo foco está puesto en contribuir en el desarrollo de un sector energético que ponga al cliente como el centro de sus objetivos.

En el documento, las cuatro asociaciones de clientes eléctricos de América Latina, reconocen que la gestión integral de la demanda es fuente de alternativas costo-eficientes para el desarrollo de los sistemas eléctricos y describen el estado de la regulación vigente de gestión de la demanda en cada país.

La gestión integral de la demanda (GID) incluye no solo la eficiencia energética y las auditorías energéticas, sino también la proyección de autoabastecimiento con una canasta de energéticos, autogeneración y auto almacenamiento, así como cambios de comportamiento en el uso para optimizar los recursos y el costo energético, declara el escrito.

En el caso chileno, “sólo las empresas con activos de generación pueden acceder al mercado de corto plazo mayorista o mercado spot. Entre los servicios que puede proveer la demanda en materia de GID se encuentra el servicio complementario de carga interrumpible”, detalla el documento.

La normativa argentina, en tanto, tiene previsto un sistema de oferta de reducción de demanda como Gran Usuario (GU) interrumpible a solicitud del organismo encargado del despacho. “Actualmente, estamos trabajando en reforzar este esquema de reducción voluntaria de demanda que sea realmente impulsada por incentivos económicos”, declara AGUERRA.

“La GID es limitada en Colombia, pues cada usuario solo puede tener un comercializador suministrándole energía en una sola Frontera Comercial registrada, y no tiene acceso al Mercado de Energía Mayorista. No hay tarifas dinámicas, y el único esquema de participación es la DDV (Desconexión de demanda Voluntaria), para respaldar a generadores en sus Obligaciones de Confiabilidad.

Recientemente se aprobó otro mecanismo temporal de participación de la demanda en la bolsa que está provisional y en evaluación”, explican desde ASOENERGIA.

Para el caso panameño, “vemos con buenas luces las modificaciones que propone en la ley del sector eléctrico en la que se vislumbra una GID encaminada a través de la aparición de nuevas figuras como el comercializador”, explica AGRANDEL.

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Como secretario de Energía, Mulino designó a Juan Manuel Urriola, quien es ingeniero electricista, título obtenido en el Instituto Tecnológico de Monterrey, México. Posee, además, una Maestría en Administración, Especialidad en Finanzas del Instituto Tecnológico de Monterrey, México; un Postgrado en Administración de Proyectos (Project Management) de Carl Diusberg-Gesellgchaft (Alemania); un Postgrado en Ingeniería de Sistemas de Potencia de Westinghouse Electric Corp., Pittsburgh, Pennsylvania, EE.UU.

En su trayectoria profesional se ha desempeñado como consultor internacional del Departamento de Comercio y del Departamento de Estado, de Estados Unidos, así como delMercado Mayorista de Panamá y Centro América (EOR).

También ha ejercido el cargo de gerente general de la Empresa Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA); secretario de Energía de Panamá; y presidente de la Empresa Electro Technical Services y de la Empresa JMR Consultores.

Como administradora de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP), Mulino designó a Zelmar Rodríguez. Posee una Licenciatura en Derecho y Ciencias Políticas de la Universidad Santa María La Antigua (USMA).

Además, cuenta con un Postgrado en Administración Estratégica de la Universidad Latinoamericana de Ciencia y Tecnología (ULACIT) y una Maestría en Administración de Empresas con Énfasis en Finanzas de la Universidad Latinoamericana de Ciencia y Tecnología (ULACIT). De igual manera, tiene un Diplomado de Mercado Eléctrico. World
Energy Council Panamá (WEC) y la Universidad Tecnológica de Panamá.

Rodríguez cuenta con una amplia trayectoria en el servicio público. Durante el periodo 1998-2002 se desempeñó como asesora legal en el antiguo Ente Regulador de los Servicios Públicos y de 2009 a 2011 como directora de Asesoría Jurídica de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP).P osteriormente, de 2011 a 2014 ocupó la posición de administradora general de la ASEP.

Como gerente general de ETESA, el presidente electo designó al ingeniero eléctrico Roy Morales, quien cuenta con una experiencia laboral en las áreas administrativas y operativas del sector energético.

Morales obtuvo el título de ingeniero eléctrico de la Universidad de Texas, Arlington, Estados Unidos. Además, posee un diplomado de Alta Gerencia de la Universidad Santa María La Antigua.

En su carrera profesional ha desempeñado cargos en empresas locales e internacionales como Vopak, la Autoridad del Canal de Panamá, Grupo Suez y la compañía ABB.

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Semanas atrás, Enel Generación se consolidó como la gran ganadora de la Licitación de Suministro 2023/01, al adjudicarse 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. 

Y si bien la adjudicación del total licitado se ve como positivo, desde el sector remarcaron que el proceso dejó una serie de puntos claves a considerar para el impacto que en la evolución de los proyectos renovables, precios para el usuario final, participación del sector y mejoras para convocatorias futuras. 

“Si se quiere hacer la comparación justa de este proceso con los anteriores, al precio adjudicado (USD 56,679 MWh) se le debe añadir USD 15-20 MWh de los costos sistémicos que serán traspasados al cliente final; por lo que el precio verdadero rondará entre USD 70-80 MWh”, explicó una fuente cercana a Energía Estratégica. 

Ante ello, la gran pregunta es qué sucederá con el recurso que interpuso la Corporación de Consumidores y Usuarios (CONADECUS) ante la Contraloría General de la República, para que deje sin efecto las bases y suspenda la Licitación de Suministro 2023/01. 

El motivo de la solicitud se debe a que CONADECUS considera que el proceso perjudicará a los consumidores y asegura que los clientes regulados deberán abonar los costos sistémicos que antes estaban a cargo de las empresas generadoras de energía eléctrica, pero en las bases de la vigente convocatoria por primera vez se permitió que los generadores los puedan trasladar directamente al precio de adjudicación como un cargo adicional. 

Para CONADECUS, ello podría traducirse en aumentos futuros indeterminados de las tarifas eléctricas finales en lugar de buscar la reducción de los costos para los usuarios y la estabilidad a mediano y largo plazo del precio de la energía. 

“Por otro lado, la oferta de Enel está basada en el portafolio actual de la compañía, ya que en la declaración formal de la licitación no hay nuevos proyectos, sino que la empresa respaldará con su portafolio actual y los contratos que le expiran en el corto plazo. Esto significa que no habría nuevas inversiones mediante este proceso, considerando que una de las características de las anteriores licitaciones era ser de grandes impulsores de nueva infraestructura renovable en Chile”, plantearon desde el sector energético de Chile. 

La multinacional de origen italiano fue la empresa con el mayor número de proyectos presentados  en los tres sistemas zonales contemplados y en todos los sub-bloques horarios; y dentro del paquete de proyectos, incluyó ocho hidroeléctricas de pasada (sumaban 635 MW de potencia), cinco hidráulicas de embalse (2085), dos parques eólicos (82 MW) y cinco plantas térmicas a gas natural (1959 MW). 

Mientras que en cuanto al escaso interés en esta licitación, con el número más bajo de empresas participantes desde desde la Licitación 2013/01 (donde sólo hubo 2 interesados y finalmente se declaró desierta), desde la industria energética remarcaron que todavía no hay una certeza clara respecto a la aplicación del mecanismo del mecanismo de estabilización y de la evolución de la demanda futura para el suministro de los clientes regulados en caso que más usuarios puedan acceder al mercado libre.

“Recientemente se promulgó una nueva ley de estabilización que afecta a los contratos firmados con anterioridad a 2016 y es innegable que si hay una moción estabilizadora, tendrá que incorporar los contratos nuevos. Si pasamos por tres procesos de estabilización, quién garantiza que no se avecinará el cuarto, quinto y sexto. Por lo que la industria seguramente percibe ese temor y ello disuadió la participación de más agentes del sector energético”, manifestó la fuente cercana a este portal de noticias. 

“Además, el mercado regulado no está recibiendo ofertas, no hay competencia. Por lo que la protección que le queda a los clientes, al menos los industriales pequeños, es pasarse al mercado libre y para ello se necesita bajar el umbral de 500 kW a 300 kW. Ello implica que el pool de demanda de los procesos está abierto a un cuestionamiento que podría reducir la demanda dentro del mercado regulado, de al menos 8% si los clientes en cuestión son habilitados a entrar al mercado libre”. 

Y cabe recordar que Tribunal de Defensa de la Libre Competencia de Chile recibió cerca de 20 observaciones sobre la baja de potencia para optar al mercado libre; en las cuales la Comisión Nacional de Energía advirtieron que habrá un impacto negativo en los contratos de suministro, pero desde la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN) marcaron que el pasaje de clientes regulados a libres será paulatino y por ende no movería la aguja en el sistema.

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En Guatemala está latente el lanzamiento de la Licitación Abierta PEG 5 2024, que prevé la contratación de la potencia necesaria para el cubrimiento de la demanda firme y el suministro de energía eléctrica que garantice el requerimiento de las distribuidoras locales.

Si bien el runrún en estas instancias previas es que podría tratarse de una convocatoria entre los 1200 MW a los 1500 MW, lo que la ubicaría como la más grande de la historia en el mercado guatemalteco, desde la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) aseguran que para brindar mayor claridad, en los próximos meses comunicarán los megavatios en juego.

“Si van a ser 1200 o 1500 y algo, todavía no lo tenemos definido porque estamos justamente en ese análisis”, declaró Luis Romeo Ortiz Peláez, presidente de la CNEE.

Sí ratificó que como la Ley lo determina, al tratarse de compras de electricidad para satisfacer la demanda regulada, deberá ser un proceso completamente abierto. Por lo que efectivamente se tratará de una licitación internacional.

Al respecto, es necesario aclarar que como estos procesos de licitación son llevados a cabo por las empresas distribuidoras, la CNEE participará en las instancias de definición de los Términos de Referencia y posteriormente en velar por la calidad de suministro y por que la demanda de los consumidores sean satisfechas.

No obstante, a partir de la actividad que realice el regulador se puede estimar la fecha de inicio de la convocatoria que, según anticiparon autoridades salientes del Ministerio de Energía y Minas (MEM) tiene como fin, además de suplir la demanda creciente, incorporar nuevas plantas de generación para el 2030, ya que ese año se vencen los contratos por más de 1065 megavatios de las tres distribuidoras más importantes del país y esos contratos se deben sustituir por nuevas plantas.

“Según nuestro cronograma, nosotros vamos a terminar nuestro análisis hacia octubre de este año. Con lo cual, el proceso se abre y cerca de seis meses después -estoy hablando en el primer semestre del siguiente año- estarían adjudicadas o delimitadas las ofertas”, estimó Luis Romeo Ortiz Peláez, durante su participación en el evento online «Mercados eléctricos y la transición verde en Centroamérica«, organizado por The Inter-American Dialogue, Center for Latin American & Latino Studies y la Asociación para una Sociedad más Justa (ASJ).

Respecto a las tecnologías que podrán participar, el comisionado presidente aclaró que por lo pronto no se prevén cuotas de participación ni privilegiar a una tecnología sobre otra.

“No ha habido necesidad de imponer cuotas dentro de los procesos de licitación, porque al final las cuotas van a estableciendo cierto nivel de privilegios. Lo que hemos observado es que ya los precios de las tecnologías renovables compiten perfectamente bien con otro tipo de tecnologías ya dentro de un mercado libre; con lo cual, no vemos necesario, por lo menos hasta el día de hoy hacer una asignación de cuotas, sino más bien hacer la cobertura de las curvas de carga de las distribuidoras aprovechando las características propias de cada una de las tecnologías”, concluyó.

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El problema con el fenómeno de El Niño que afronta Colombia, es que genera una situación de estrés en el mercado debido a la reducción de la oferta de energía por la ausencia de lluvias y el incremento de la demanda de energía por las altas temperaturas.

Teniendo en cuenta que la matriz energética del país es principalmente hidroeléctrica, está no está siendo suficiente para suplir la demanda.

Para dar respuesta a esta problemática, en la última Subasta de Cargo por Confiabilidad para el 2027/2028, se asignaron 33 plantas de generación, lo que representa una inclusión al sistema de 4.489 MW nuevos, de los cuales 4.441 MW son solares y 48 MW térmicos con tecnología de biomasa, biogás y repotenciación de una central existente.

Si bien la participación de energías renovables en la subasta fue muy buena en comparación a la anterior realizada en 2019 donde se asignaron 1.398 MW eólicos y solares, expertos señalan que los proyectos solares deben complementarse con sistemas de almacenamiento para otorgar “energía firme al sistema”.

Uno de ellos es Pablo Corredor, especialista en energías renovables y gerente de la firma PHC, quien comparte su visión en diálogo con este medio.

“De acuerdo a la demanda estimada para el periodo 27/28, la energía firme que se completaría con la subasta de cargo de confiabilidad está muy ajustada. Si la demanda sigue creciendo como lo viene haciendo en los últimos meses, el escenario es bastante pesimista y necesitaremos más energía firme”, explica.

De esta forma, el experto llama al gobierno a lanzar una nueva subasta lo más rápido posible: “A los proyectos de energía solar hay que complementarlos con almacenamiento. Para ello es necesaria una subasta nueva relativamente rápido, este año o antes del primer semestre del año 2025. No hay señales concretas de que vaya a llevarse adelante, pero si hay indicios de que será necesaria”. 

Además, Corredor sugiere una serie de medidas que ayudarían al gobierno colombiano a combatir el déficit energético que afronta.

“Hay que hacer un análisis estructural y sistémico de todo el mercado analizando cómo se comporta en escenarios normales y de crisis. Desafortunadamente, la regulación ha dado señales que han hecho que el mercado de contratos sea deficitario. Al ser deficitarios, no es fácil que todo el mundo se cubra y no quede expuesto a la bolsa”. 

Según el especialista, los resultados de la subasta de cargo por confiabilidad y la medida de prohibir el pago lo contratado rigibilizando los contratos redujo aún más la oferta de contratos. 

Una solución a esta problemática planteada por Corredor es la implementación de mercados híbridos adaptados a la realidad colombiana. Para ello, trabajar en la regulación de los servicios complementarios es un punto importante. También propone aprobar otras plataformas estandarizadas de negociación de contratos. 

Por otro lado, sugiere revisar los criterios de expansión de distribución: “Hay que optimizar la red dadas las fuentes intermitentes. La UPME se ha enfocado mucho en la conexión de los proyectos pero no se ha avanzado lo suficiente en la expansión misma de la red. Se necesita una mirada muy abierta que abarque puntos de vista financieros, económicos y ambientales, dejando de lado la ideología política”. 

A su vez, el especialista asegura que es menester promover mucho más la competencia a nivel de mercado mayorista y minorista a través de tarifas asequibles. En tanto a este último, afirma que es súper importante eliminar las barreras que frenan la generación de pequeña escala y generación distribuida. 

“Para salir adelante hay que reconstruir la confianza. No se trata de cambiar todo, sino más bien hacer un análisis detallado para realizar los ajustes necesarios en los momentos apropiados”, concluye.

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Rafael Burgos Domínguez, director general de ENNOVA, participó del ciclo de entrevistas con líderes organizado por Future Energy Summit (FES). Allí, el ejecutivo compartió su lectura sobre el momento que atraviesa el mercado dominicano y la dinámica que mantiene Ennova para continuar impulsando el crecimiento del sector eléctrico.

La empresa que acumula en el orden de 700 MWp en contratos con proyectos renovables operativos, durante este año avanza en la construcción de unos 300 MWp adicionales que se encuentran en diversas etapas de ejecución. Por lo que el referente de ENNOVA espera superar la cifra de 1 GW durante este año.

Para los años siguientes, la expectativa es mantener el pipeline de proyectos con nuevas iniciativas que se van sumando debido a las condiciones favorables que atraviesa República Dominicana.

“La economía tuvo un crecimiento interanual sobre un 7% y hay sectores muy dinámicos. De manera particular, el sector eléctrico creció casi un 6% y creo que eso va a continuar en ese ritmo”, consideró Rafael Burgos.

El progreso de actividades productivas en el país vendría acompañado de un aumento sostenido de la demanda en el sistema eléctrico; por lo que el parque de generación deberá acelerar su ritmo de desarrollo para dar respuesta.

“Todos los sectores están experimentando un crecimiento importante y, en un momento donde hay tanta convulsión política en tantos países, ser un país donde haya estabilidad política, macroeconómica y garantía del estado de derecho pues creo firmemente que es un buen destino para invertir. Por eso, aprovecho esta ocasión para invitar a todos aquellos que tengan la inquietud a visitar el país y a conocer un poco más para evaluar oportunidades en distintos sectores”, expresó Burgos.

Por lo tanto, visualizando una expansión de la economía y un crecimiento de la demanda asociado, la certeza es que en los siguientes años se mantenga una dinámica de mercado abierta a nuevas inversiones en el sector renovable.

Ahora bien, el referente empresario reconoció que hay puntos de mejora que se podrán trabajar desde las agencias del Estado nacional y gobiernos locales para facilitar la incorporación de nuevos proyectos.

¿Qué mejoras en el proceso de permisos plantean para nuevos proyectos de generación renovable y subestaciones eléctricas asociadas? ¿Qué retos identifican en los primeros proyectos con soluciones de almacenamiento en baterías? Fueron algunas de las preguntas abordadas durante el ciclo de entrevista con Líderes.

Accede a las declaraciones completas de Rafael Burgos Domínguez, director general de ENNOVA, en el video disponible en el canal de YouTube de Future Energy Summit (FES).

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El miércoles 5 de junio fue lanzada la plataforma Financial Service Assistance, la cual busca ser el vínculo entre los proyectos de producción y uso de hidrógeno renovable y financistas, mediante una asesoría internacional especializada en este tipo de iniciativas. 

Los desarrolladores y propietarios de proyectos de hidrógeno pueden solicitar servicios de consultoría personalizados para la preparación de modelos y planes de negocios, para así mejorar sus posibilidades de obtener financiamiento.

La iniciativa es parte del Proyecto Team Europe RH2, cofinanciado por la Unión Europea (UE) y el Ministerio Federal de Economía y Protección del Clima (BMWK) de Alemania e implementado por la agencia alemana GIZ y la agencia española AECID, y ayudará a los desarrolladores a diseñar una estrategia personalizada para sus proyectos de hidrógeno renovable. 

De esta forma Rodrigo Vásquez, coordinador nacional del Proyecto RH2 explica que “este es un servicio gratuito que hemos diseñado junto con el sector público y privado y que viene a apoyar u optimizar la estrategia financiera de los proyectos, de cara a las entidades financieras”.

Por su parte, Ewout Sandker, jefe de Cooperación de la Delegación de la UE en Chile señala que «sabemos que uno de los desafíos más relevantes para impulsar el desarrollo de la industria del hidrógeno es el financiamiento de los proyectos. Nos parece muy relevante esta iniciativa, que entrega una herramienta muy útil y oportuna para apoyar a los desarrolladores de los proyectos con sus estrategias de financiamiento, llevando a la concreción los proyectos pioneros de hidrógeno renovable”. 

Como la información financiera de los proyectos es sensible, para el trabajo de los asesores con los proyectos, se ha creado una plataforma, que cuenta con un sistema de seguridad de autentificación, encriptación de datos y JWT (Json Web Tokens), para así garantizar la seguridad de los datos que ingresen a este servicio.

Este servicio estará disponible a partir del 5 de junio del año 2024 en el sitio 4e Chile https://4echile.cl/financial-service-assistance/ 

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile publicó las propuestas de proyectos de expansión de la transmisión presentadas por promotores (empresas de transmisión y generación), a considerar en el proceso de análisis de obras asociados al Plan de Expansión Anual de la Transmisión del 2024.

Durante el proceso, 40 entidades presentaron 304 obras, tanto para ampliar la red nacional y los segmentos zonales mediante la construcción o expansión de líneas de transmisión, subestaciones eléctricas, nuevos equipos de compensación estática de reactivos, sistemas de control de flujo y hasta proyectos de almacenamiento BESS. Y a continuación se detallan algunas particularidades de esta convocatoria. 

El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) fue el organismo con el mayor número de obras propuestas, con un total de 91 proyectos por un valor de inversión referencial total de MMUSD 1028., correspondientes al reporte del proceso de planificación de la transmisión 2024, lanzado en enero del corriente año (ver nota)

El Coordinador planteó 13 obras nacionales (9 nuevas y 4 de expansión) por  y 232,9 kilómetros de longitud que sumarían 5100 MVA de capacidad; más 78 proyectos zonales (13 nuevas obras y 55 de ampliación) que en conjunto aportarán alrededor de 4606 MVA de nueva capacidad de transformación. 

Transelec es la segunda entidad con más iniciativas presentadas (26), que contemplan sistemas de control de flujo, nuevos transformadores y el aumento de capacidad de transformación por alrededor de 3900 MVA en 542 kilómetros de líneas de transmisión.

La empresa que recientemente se adjudicó dos proyectos en la licitación de Servicios Complementarios de Control de Tensión de Chile, también propuso la incorporación de un equipo de almacenamiento BESS (3,51 MW / 17,55 MWh por 5 horas) en la subestación Chañaral 23/13,8 kV, que se conectaría a través de un convertidor grid-forming y que se diseñe para que opere al menos 4 veces al año.

CGE Transmisión fue la tercera firma con el mayor número de sugerencias dentro del proceso (25), que incluyó nuevas subestaciones en los Sistemas de Transmisión Zonal A, B y E, además de otras como ampliaciones de subestaciones y refuerzo de la línea de transmisión 1x66kV Buenavista-Curicó. 

Por otro lado, AES Andes manifestó la importancia de un sistema BESS dentro de sus 8 propuestas; puntualmente una batería con capacidad de almacenamiento de 200 MW y 20 minutos de duración instalada en la Subestación Ancoa, como parte del proyecto que abarca la subida 500 kV en Subestación Buli a Tramo Charrúa – Ancoa + 1 TR SE Buli + Cambio conductor tramo 1x154kV Buli – Parral. 

Mientras que la multinacional francesa EDF apuntó a obras de transmisión para la conexión de su parque híbrido (eólico + solar + storage) que sumará más de 600 MW de potencia, en pos de mitigar riesgos de vertimiento ante fallas en la transformación de 500/220 kV 

El proyecto en cuestión considera un nuevo banco de autotransformadores 500/220 kV 750 MVA, una unidad de reserva monofásica de 250 MVA y los respectivos paños de 220kV y 500kV, más el espacio en barra para la conexión de nuevos proyectos en la zona.

Además, la firma Parque Eólico Guayacán SpA planteó la construcción de una nueva seccionadora al sur de la S/E Don Goyo de 220 kV, subestación de tipología interruptor y medio que permitirá la conexión de la central renovable Guayacán; entre otras particularidades de esta convocatoria,

¿Cuáles son los próximos pasos?

Una vez la Comisión Nacional de Energía de Chile solicite antecedentes adicionales a los promotores y se actualice el informe del Coordinador, la CNE procederá a realizar el análisis de los proyectos según la metodología y etapas establecidas en el Reglamento, para luego emitir el Informe Técnico Preliminar, previsto para diciembre del corriente año. 

Tras ello, se podrán presentar discrepancias en el Panel de Expertos para dar con el informe técnico definitivo que resulte en los decretos de expansión del sistema (mayo – julio 2025) y que éstos abran las puertas a las licitaciones públicas correspondientes por parte del Coordinador Eléctrico Nacional en el transcurso de los meses siguientes.  

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La Resolución 40042, expedida el 7 de febrero de 2024 por el Ministerio de Minas y Energía (MME), establece lineamientos para modificar la Fecha de Puesta en Operación (FPO) de proyectos de energía renovable y ajustar los esquemas de garantías. 

Si bien la CREG tenía un plazo de tres meses para regular lo dispuesto en los numerales 7.1 y 7.2, con el 7 de mayo del 2024 como fecha límite, está en mora de cumplir con lo ordenado.

En este contexto, expertos del sector alertan que esta demora en la regulación podría traer serias complicaciones en la industria renovable.

Uno de ellos es Iván Martínez Ibarra, presidente de EGAL, firma dedicada a la investigación y la ejecución de proyectos energéticos a gran escala, quien en exclusiva con Energía Estratégica, explica las consecuencias de la actitud del órgano regulador y enfatiza en la necesidad de acelerar los ajustes normativos necesarios para garantizar la viabilidad de los proyectos FNCER y apoyar la transición energética de Colombia.

¿Qué efectos negativos puede tener para Colombia esta mora de la CREG?

 Muchos proyectos, por diferentes razones ajenas a los mismos, no pueden cumplir las Fechas de Puesta en Operación (FPO). Esto podría resultar en la pérdida de la autorización de conexión, un proceso largo y complejo de obtener, causando que los inversionistas pierdan todo su capital y la confianza en el gobierno colombiano. Esto sería percibido como una abierta injusticia. 

Además, la falta de cumplimiento de la Resolución 40042 de 2024 del MME por parte de la CREG está afectando la credibilidad en el proceso regulatorio y en la capacidad del gobierno para apoyar la transición energética. Esta mora podría resultar en una avalancha de proyectos que no se construirán, lo cual incrementa la desconfianza en este sector y en las instituciones gubernamentales responsables.

¿Por qué motivos cree que la CREG está demorando esta regulación y cuando cree que saldrá?

 Esa es la pregunta que nos hacemos todos. Al parecer, los problemas de gobernanza y de coordinación han sido un factor significativo en esta demora. La falta de acciones por parte de la CREG refleja una desconexión entre las políticas gubernamentales y la implementación regulatoria efectiva.

Dada la urgencia y la importancia de esta regulación para la viabilidad de los proyectos FNCER, se espera que la CREG actúe de inmediato para solucionar esta situación.

¿Cómo deberían ser los lineamientos de la regulación para garantizar la viabilidad de los proyectos FNCER y apoyar la transición energética en Colombia?

 Si bien se deben mantener las garantías actuales, que son diez veces más altas que las anteriores, los requisitos para mover las FPO deben ser más flexibles y las causas de dichos cambios más amplias. 

En caso de que el interesado no desee proporcionar explicaciones, debería tener la opción de aumentar el valor de la garantía acorde al tiempo que necesita. No debería perder la conexión por un incumplimiento de la FPO. 

La regulación debe permitir ajustes razonables en las FPO sin penalizar excesivamente a los desarrolladores de proyectos, promoviendo así un entorno más favorable para las inversiones en energías renovables. Además, se deben establecer procedimientos claros y transparentes para el ajuste de las FPO y el manejo de las garantías.

¿Qué tan necesario es ajustar los esquemas de garantías y cómo deberían ser?

 Es muy necesario ajustar los esquemas de garantías actuales, ya que las condiciones son extremadamente riesgosas. Se deben proporcionar mayores garantías y seguridad, además de flexibilizar el cambio de las FPO. 

Estos esquemas deben reflejar el riesgo real de los proyectos y ofrecer opciones para ajustar las garantías sin poner en riesgo la viabilidad del proyecto ni la autorización de conexión. Ajustar estos esquemas es crucial para fomentar la inversión y asegurar que los proyectos FNCER puedan desarrollarse y operar de manera sostenible y efectiva.

En conclusión, si no se ajusta el tema de las FPO y garantías, desde EGAL estamos seguros que tendremos una fuga inmensa de capitales del sector de renovables.

Además, las garantías ya se aumentaron por 10 para evitar especulaciones, por lo tanto, todos los que tienen garantías actuales están demostrando la seriedad de sus proyectos con montos importantes.

 Si bien debemos asegurarnos de que los proyectos se construyan y presionar para que así sea, el Estado, antes de amenazar e intimidar con hacer efectivas las garantías, debe ayudar y colaborar para que los inversionistas, desarrolladores y toda la cadena puedan llevar a feliz término los proyectos, evitando aprovechamientos y riesgos innecesarios.

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Hace poco más de un mes se llevó a cabo el Congreso Mundial de Energía en la ciudad de Rotterdam (Países Bajos) y, allí, Argentina contó con representantes nacionales a través del programa Future Energy Leaders del World Energy Council (WEC), con el que se busca apoyar y promover a jóvenes profesionales y futuras generaciones del sector.

Nicolás González Rouco, country manager del Grupo Martifer, y Mariela Colombo, senior consultant de Calden Consultoría, fueron dos de las personas elegidas para integrar el programa FEL-100 y, tras su retorno del Congreso, analizaron las tendencias que observaron desde Europa de cara a la evolución energética en Argentina y la región. 

“La temática estuvo vinculada a la unión de representantes del ámbito público y privado de todos los países, con foco en los nuevos sistemas energéticos necesarios para la transición; pero priorizando a las personas, sus necesidades y el concepto de justicia y equidad en el acceso a la energía”, coincidieron en diálogo con Energía Estratégica.

Es por ello que plantearon que se trató el rediseño del sistema energético global a partir de tecnologías más limpias e innovadoras, como por ejemplo el almacenamiento o el hidrógeno más allá de las energías renovables no convencionales, pero con la importancia (y desafío) de que la población debe acceder a la energía básica. 

“Algunos temas más interesantes debatidos estuvieron relacionados con la captura de carbono, la continuidad (o no) de la energía nuclear, así como el avance del hidrógeno verde y la complementariedad con otros combustibles gaseosos y cómo las empresas energéticas pueden ayudar en la transición”, apuntó González Rouco. 

“Todo ello desde el lado de cómo socialmente puede generar un efecto derrame y que más personas tengan acceso a la energía y de manera más eficiente y limpia”, complementó Colombo

Dentro de esos aspectos advirtieron el posible de Latinoamérica como una región exportadora para abastecer futuras demandas del mundo, como puede ser con el hidrógeno verde y sus derivados; pero también el propio desafío de cómo movilizar la economía regional, generar más empleo y aportar un valor agregado mediante esos recursos energéticos. 

Aunque los seleccionados para el programa Future Energy Leaders del WEC dejaron en claro que también es necesario contar con políticas para fortalecer la propia región y que posicionen a LATAM con un mayor peso geográfico ante los ojos del mundo. 

“Latinoamérica no puede ser sólo una región que provea soluciones para el resto, sino que se deben ofrecer soluciones para la propia LATAM. No sólo exportar los recursos, sino buscar la forma de agregar valor, lograr crecimiento económico y mejorar la calidad de vida de las personas. 

“Argentina seguirá desarrollando y produciendo gas natural, pero a mediano y largo plazo es necesario considerar formas de descarbonizar y bajar la intensidad de carbono y del sector del oil & gas mientras se buscan otras alternativas o se integran con otras tecnologías como las renovables o el hidrógeno. Argentina, al ser un país con gas natural, renovables y nuclear, cuenta con desafíos diferentes a comparación de otros países de la región y, por tanto, se debe revisar cómo coexisten esos recursos y cómo optimizar la complementariedad”, insistieron 

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TotalEnergies planea seguir crecimiento en el sector de las energías renovables de Argentina y buscará hacerlo a través del Mercado a Término (MATER), donde recientemente la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista SA (CAMMESA) adjudicó casi 1300 MW con prioridad de despacho. 

“Espero que antes de fin de año podamos estar en alguna ronda del MATER. Trabajamos para ello y seguimos apostando por la energía solar y eólica, sumado a que también evaluamos algunos proyectos de otras tecnologías”, confirmó Martín Parodi, managing director de TotalEnergies. 

“Estamos con varios proyectos en desarrollo en el norte y sur del país e intentamos encontrar el mejor recurso donde haya disponibilidad de red o teniendo en cuenta el curtailment con alguna inversión en el sistema”, agregó durante un evento. 

La compañía continuará el camino del parque solar Amanecer (14 MWp) que fue adjudicado con prioridad de despacho del MATER durante el cuatro trimestre del 2021 y que actualmente se encuentra en construcción en la provincia de Catamarca.

Por lo que, una vez concretado el PS Amanecer y si logra asignación con algún otra central, la TotalEnergies 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) 

“También miramos baterías en algunos lugares, son más fáciles en proyectos off-grid. Mientras que el hidrógeno verde avanzará en algún momento y ojalá nos ayude la propia ley de H2, el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) o cualquiera sea el marco normativo”, complementó Parodi. 

De todos modos, el managing director de TotalEnergies reconoció una serie de retos para que las renovables tengan un mayor crecimiento en Argentina, desde la falta de capacidad de transporte disponible hasta cuestiones de financiamiento. 

“La capacidad en la red es el cuello de botella principal para el avance de las renovables. Se puede construir en lugares donde hay espacio, pero son espacios donde el recurso no es tan bueno y por ende baja la rentabilidad del proyecto, o mismo porque la demanda no acepte pagar un poco más de lo que estamos acostumbrados”, subrayó. 

“Y para que la rentabilidad de los proyectos sea mejor, necesitamos financiación externa comparable con Chile, por ejemplo, donde se financia al 4-5%”, añadió. 

Mientras que por el lado de las oportunidades, más allá del Mercado a Término para abastecer a los  Grandes Usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista (que ya  ya acumula 118 proyectos renovables con prioridad de despacho por suman 5861,4 MW), el especialista apuntó a la vinculación con la minería y nuevos nichos de mercado. 

“Demanda hay, principalmente off-grid más allá del MATER. El sector minero quiere tener un perfil cada vez más verde y es algo positivo como sector energético y como país, pero se encuentran en lugares difíciles de llegar y de conectarse a la red. Incluso, muchas mineras están planeando realizar líneas de transmisión de 200-300 kilómetros y otras que no”, declaró.

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Este año Panamá subió un peldaño en el ranking regional H2LAC 2024 que realiza New Energy e Hinicio mediante amplias encuestas e investigaciones.

De acuerdo con el Índice H2LAC, presentado en el marco del Cuarto Congreso de Hidrógeno para América Latina y El Caribe que se realiza en Chile, Panamá subió a la posición 7 en el índice encabezado por Chile (1), en el primer lugar, seguido por Brasil (2), Colombia (3), Uruguay (4), Costa Rica (5) y Argentina (6).

Este índice proporciona información crítica sobre la evolución del mercado del hidrógeno en toda la región, a bien de mostrar públicamente a los actores cuál es el estado de la política, desarrollo e inversión en hidrógeno en América Latina y El Caribe. Es decir, el Índice H2LAC 2024 tiene como objetivo proporcionar una visión general objetiva de la evolución de la economía del hidrógeno renovable y de bajas emisiones en América Latina y el Caribe (ALC) durante los últimos tres años (2022-2024). 

El índice H2LAC examina cinco categorías clave que impactan el desarrollo del sector: políticas y regulaciones públicas, proyectos en operación o en desarrollo, la economía local del hidrógeno, aplicaciones del hidrógeno y planificación de exportaciones y acuerdos internacionales.

El informe regional resalta que “Panamá no sólo ofrece un alto potencial de energía renovable, sino que también se beneficiará enormemente de su posición geográfica única. El Canal de Panamá desempeñará un papel clave para conectar la economía mundial del hidrógeno, tal como lo hace hoy con los combustibles fósiles.” 

Asimismo, para capitalizar sus ventajas competitivas, Panamá ha dejado claros planes para desarrollar una economía del hidrógeno a través de la publicación de su estrategia nacional de hidrógeno verde y derivados en 2023 e implementado sus líneas de acción en el 2024, en este sentido, enfocándose en el desarrollo de un plan maestro para el establecimiento de un centro de aprovisionamiento marítimo de hidrógeno verde en Panamá, así como, las regulaciones correspondientes.

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Los distintos gremios del sector eléctrico que enviaron sus posturas al Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) respecto a la posible rebaja en el límite de la potencia conectada para acceder a cliente libre, mecanismo que activó en diciembre de 2023 el Ministerio de Energía a través de la solicitud de un pronunciamiento al respecto a ese tribunal, compartieron sus diversas aproximaciones al tema en el webinar organizado por ACEN este 5 de junio.

En la oportunidad, la directora ejecutiva de ACERA, Ana Lía Rojas, comentó que “el redondeo de esta modificación de rango para ser elegible como cliente libre, es el concepto de competencia, y eso es muy importante. Es necesario considerar esta discusión en una reforma amplia de la distribución a propósito de entender también cuáles son los efectos sobre el resto de los segmentos que estamos además ayudando a que también transiten hacia la carbono-neutralidad y las bajas emisiones”.

Bajo la misma línea, recordó que, «el límite para instalaciones para autoconsumo de Net-Billing es de 300 kW. Por lo tanto, en una mirada amplia y pro-competencia, una eventual reforma, además de considerar la no erosión de los contratos regulados, debería también considerar la ampliación de los agentes participantes en el rango de 300 a 500 kW, para que el consumidor tenga todas las opciones para una elección en cuanto régimen tarifario y opciones de consumo: como consumidor libre, como consumidor regulado o como autoconsumo de Net-Billing.»

Por su lado, Darío Morales, director ejecutivo de ACESOL, recalcó que, desde su gremio, no se oponen a la rebaja del límite, pero estiman debe hacerse con una mirada amplia y completa puesto que tendría un impacto sistémico. “En el mediano plazo, todos los sistemas eléctricos han ido avanzando hacia la liberalización de los clientes y la incorporación de la comercialización. Sería obtuso pensar que la comercialización en el mercado chileno no va a tener que jugar un rol importante. El punto es cómo vamos avanzando hacia allá de manera planificada, controlada, pero coherente, sin ir generando problemas en otros segmentos”.

Sin embargo, agregó que “no es necesariamente tan evidente a mi juicio que la simple rebaja del límite de cliente libre vaya a abrir un suficiente espacio para la comercialización, la competencia y lograr la reducción de precios. Esto tiene beneficios y también contras. El equipo del Ministerio de Energía al hacer la petición al TDLC no hizo ese análisis costo beneficio. Tenemos que pensar bien si vale la pena asumir iniciar una medida de rebaja a los clientes libres en las condiciones en las que hoy día está el sector eléctrico”.

En tanto, el secretario ejecutivo de ACEN, Eduardo Andrade, señaló que el total de energía que está en el segmento regulado hoy día es del orden de 39,6% de los casi 78 TWh/año que se consumen, “por lo tanto, los 1,3 TWh/año que representan los potenciales clientes libres que están en el segmento entre 301 y 500 kW tienen un efecto bastante menor dentro de los contratos que hoy están suscritos entre distribuidoras y generadoras”.

Enfatizó que, si se decide bajar el límite de la potencia, no se observará una estampida de usuarios que se van a cambiar de cliente regulado a cliente libre. “En los 4 años de transición de cliente libre a regulado, en el segmento sobre 501 kW, el año cuando más se movieron clientes fue el 28% del total. Estudios realizados por ACEN muestran que el efecto en el caso hipotético en que se produzca un cambio masivo no superaría, en el caso más extremo, el 4% del total de energía contratada”.

Sobre las futuras licitaciones, añadió Andrade, la baja del límite tampoco debería tener efecto porque las nuevas licitaciones deberían considerar en el monto de energía a licitar que la energía de los nuevos clientes libres no va a estar. “Es tan poco el volumen que probablemente en vez de ver una licitación de 3.000 GWh/año, vamos a observar una licitación de 2.950 GWh/año.

Por su parte, el director ejecutivo de Empresas Eléctricas, Juan Meriches, mencionó que los procesos de licitación se deben proteger ya que han sido clave para generar mayores espacios de competencia en el ámbito de la generación. “Hay un componente de seguridad de ese suministro para los clientes regulados que es muy importante resguardar”.

El punto de fondo, según el representante de las distribuidoras, es cómo se enfrenta la mutación en distribución. “Cualquier cambio de estas características debe tener como primer foco la mejora de las redes”. Si bien comentó que el elemento de comercialización debe ser parte del sector y que “ésta (la rebaja del límite) es una medida que es positiva desde la lógica de abrir espacios de competencia”, destacó que se debe estar atento a los efectos de la migración.

Remarcó además que es “crucial que los usuarios que eventualmente migren tengan toda la información posible de lo que significa esta migración, no sólo en términos de precios, sino también de las obligaciones y los costos que eso significa”.

La moderadora, Vannia Toro, vicepresidenta de ACEN, cerró el webinar y destacó que “como asociación hemos mapeado y comprobado que varios de los asociados han hecho contratos con empresas generadoras para financiamiento de nuevos proyectos. Es decir, estos 1,2 TWh/año en el fondo también tienen que venir del segmento de generación a través de un agregador de demanda y las dudas que existían eran justamente si iba a venir de energías fósiles, energía existente, y lo que se ha demostrado que apalancan nuevos proyectos, financiamiento de nuevas inversiones y, eso es interesante de analizar”.

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Celsia, empresa de energía del Grupo Argos, anuncia la puesta en operación del tramo 1 de un proyecto clave en la costa Caribe colombiana, que incluye la nueva subestación Toluviejo de 220 kV, y su conexión con la subestación Chinú, a través de la construcción de 40,9 kilómetros de la nueva línea de transmisión nacional, lo cual incluyó la instalación de 92 torres de energía.

Este proyecto es significativo porque: 

Por primera vez se conecta al departamento de Sucre al nivel de tensión 220 kV del Sistema de Transmisión Nacional a través de la nueva subestación Toluviejo, donde el operador de red de la zona podrá conectar su sistema de transmisión regional, con la que mejorará la confiabilidad a las redes de esa región y el servicio que brinda a sus clientes.
Esta infraestructura también reduce las restricciones de la costa Caribe porque aumenta la capacidad del sistema de transmisión de la región, haciéndolo más flexible, lo que a su vez beneficia a todo el sistema eléctrico nacional.

El proyecto total, que le fue adjudicado a Celsia mediante convocatoria de la UPME como parte de las obras definidas en el Plan de Expansión de Transmisión Eléctrica del país, consta de dos tramos, tiene un avance del 82% y estaría siendo culminado a finales de 2024.

El segundo tramo comprende 120 kilómetros de red entre la subestación Toluviejo y la subestación Bolívar de 220 kV, en la cual también Celsia instalará una nueva bahía para la conexión.

«Estamos muy orgullosos de haber culminado con éxito la primera fase de este proyecto tan significativo para la región y el país en general. Con él, fortalecemos la infraestructura eléctrica en la costa Caribe y aportamos nuevas redes para lograr el suministro de energía confiable y seguro para todos los ciudadanos del departamento de Sucre, con un proyecto interdepartamental», afirmó Julián Cadavid, líder de Transmisión y Distribución de Celsia, al indicar que otro factor relevante es viabiliza la conexión de futuros proyectos de generación con fuentes renovables no convencionales.

La entrada Celsia pone en operación primer tramo de proyecto que conecta a Sucre con el nivel de tensión 220 kV del Sistema de Transmisión Nacional y beneficia a la costa Caribe se publicó primero en Energía Estratégica.

Una vez más, Future Energy Summit (FES) llega a Colombia con una propuesta de alto nivel enfocada en promover el diálogo en torno a la transición energética con fuentes renovables. 

Se trata del evento denominado Future Energy Summit Colombia (FES Colombia) que se llevará a cabo en el salón de conferencias del Hotel Marriott Bogotá, el martes 29 y el miércoles 30 de octubre de este año.

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

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De esta forma, ofrecerá el escenario ideal para que empresarios y representantes de entidades públicas exploren sinergias en pos de nuevos negocios sostenibles.

En efecto, importantes players del sector ya confirmaron su participación como partners destacados. Algunos de ellos son: Adrián Correa, Director General de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME); Raul Lancheros, Director de Asuntos Sectoriales de Acolgen; Mónica Gasca, presidenta de la Asociación Colombiana de Hidrógeno (H2 Colombia);  Carlos Javier Rodríguez, Country Manager de Enerfin y Álvaro Villasante, vicepresidente de Gestión Comercial e Innovación del Grupo Energía Bogotá (GEB).

Durante la cita, se espera que el director de la UPME revelé las últimas novedades en materia de regulación, tras confirmar en diálogo con Energía Estratégica, su compromiso por avanzar en la diversificación de la matriz energética para reducir la dependencia hidroeléctrica a través de la adopción y penetración de energías renovables. 

A su vez, Mónica Gasca, compartirá cómo viene trabajando la Asociación Colombiana de Hidrógeno (H2 Colombia) para impulsar más proyectos de este vector energético y cumplir con las metas establecidas para 2030.

A su turno, Raul Lancheros, Director de Asuntos Sectoriales de Acolgen explicará por qué es necesario en Colombia el lanzamiento de nuevas subastas de largo plazo para la ejecución de nuevos proyectos renovables.

Por su parte,  Carlos Javier Rodríguez el experto en energías renovables con más de 18 años de experiencia dentro Enerfín filial del Grupo Elecnor, explicará el importante rol que juegan la innovación constructiva y el desarrollo tecnológico como aliados de la competitividad del sector energético de la región Andina. 

También, dirá presente Álvaro Villasante, vicepresidente de Gestión Comercial e Innovación del Grupo Energía Bogotá (GEB), quien en oportunidades anteriores destacó en diálogo con Energía Estratégica, el fuerte apetito de los inversores por montar proyectos limpios en el país y el clima de negocios que se vive en eventos organizados por Future Energy Summit.

Además, asistirán portavoces de importantes empresas tales como: Sungrow, Huawei, Chint, Seraphim, JA Solar, Nextracker, Chint, Solis, Trina Solar, Solis, Runergy, GCL, Nordex Group, UL Solutions,  ISA, Jinko Solar, Canadian Solar, FMO,  Enermant, ZNShine, Enerfín, Wärtsilä​​, DIPREM, entre otras.

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

¡No te pierdas la oportunidad de asistir al megaevento!

Adquirí tu entrada para acceder al Future Energy Summit Colombia, 29 y 30 de octubre en el hotel Marriott Bogotá a través de este link.

La entrada Las principales entidades públicas y privadas debatirán el futuro de las renovables en el mega evento FES en Colombia se publicó primero en Energía Estratégica.

El auge del nearshoring como respuesta a los problemas de la cadena de suministro que surgieron en los últimos años por la pandemia y los conflictos políticos internacionales como la Guerra de Rusia y Ucrania ha convertido a México en un punto de interés para numerosas empresas alrededor del mundo por su proximidad con Estados Unidos y por ser la puerta de entrada a Latinoamérica.

Estas empresas que llegan a México cada vez están más comprometidas con cumplir con sus criterios ESG por lo que muchos expertos prevén un incremento en el desarrollo proyectos de energía limpia. 

Uno de ellos es Francisco Alcalde, jefe de cuentas claves para México en Sungrow, fabricante líder de inversores y sistemas de almacenamiento, quien en una entrevista con Energía Estratégica durante el megaevento “FES México” reveló su ambiciosa estrategia de ventas.

“México es una de las principales economías emergentes. Si bien hemos tenido algunas tendencias a la baja en la evolución de las renovables en el último sexenio, hay mucho interés tanto interno como externo para que se empiece a dar nuevamente el boom de renovables que existía en años anteriores”, explicó.

Y agregó: “Con 1 GW de inversores instalados en el país, estamos empezando a entrar fuerte con los sistemas de almacenamiento y esperamos triplicar nuestra capacidad instalada este año”.

De acuerdo al ejecutivo, teniendo en cuenta que México debe robustecer sus líneas de transmisión, los sistemas de almacenamiento pueden ser buenos aliados para dar soporte a las variaciones de la energía solar y garantizar un suministro confiable de energía.

“Los proyectos de gran escala se han visto frenados pero la generación distribuida ha estado creciendo a doble dígito anualmente, lo cual es un buen número para crecer de manera orgánica. Se viene con fuerza el almacenamiento para corregir ciertas variaciones internas y externas de la transmisión”, insistió.

Ante la posibilidad de retomar las subastas de largo plazo tras la victoria de Claudia Sheimbaum como presidenta de México, Alcalde explicó que si bien es difícil prever qué actitud tomará el nuevo gobierno, agentes internos y externos vuelven necesaria la adopción de estos mecanismos.

“Además de los compromisos asumidos a nivel mundial de reducción de emisiones, tenemos una necesidad energética palpable por los crecimientos que se han dado en el sector comercial e industrial. Adicionalmente las empresas que llegan a México buscan cumplir con sus criterios ESG. Por ello, es crucial dar un paso hacia adelante”, explicó. 

Según Alcalde, de realizarse una nueva subasta, Sungrow jugará un rol fundamental como suplidor de equipos para inversores centrales o almacenamiento ya que están acercando al mercado mexicano todas sus soluciones para dar respuesta a estas problemáticas.

“Podemos ayudar a los participantes de las subastas en el desarrollo de tecnologías adecuadas para los proyectos. Tenemos un soporte técnico de excelencia con las mejores prácticas y condiciones. Podemos ser una pieza clave para ganar estas licitaciones”, insistió

A su vez, el ejecutivo explicó que ofrecen una amplia gama de productos para abarcar todos los segmentos y cumplir con las necesidades de todos sus clientes, no solo en México sino también en el resto de Latinoamérica.

En efecto, mencionó que ofrecen inversores ideales para proyectos de generación distribuida a nivel comercial e industrial y plantas solares de pequeñas y de grandes dimensiones.

“También ofrecemos sistemas de almacenamiento magníficos enfocados, sobre todo,  en el sector industrial y a proyectos utility scale. Nuestra innovación en tecnologías nos ha permitido firmar contratos por más de 3 GW en Latinoamérica”, concluyó.

La entrada Sungrow propone triplicar su capacidad instalada en almacenamiento en México este año se publicó primero en Energía Estratégica.

Chile se encuentra en proceso de adecuación reglamentaria de los Decretos Supremos N°88 (reglamento para medios de generación de pequeña escala), DS N°57 (reglamento de generación distribuida para autoconsumo) y DS N°125 (reglamento de la coordinación y operación del Sistema Eléctrico Nacional). 

Y si bien desde el Ministerio de Energía ya ratificaron que no le cambiará las reglas del juego a los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) ya implementados o en marcha, desde la Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores (GPM) aún esperan mayores certezas regulatorias para el avance de ese tipo de proyectos renovables, sobre todo con relación a las normas de storage. 

“Estamos expectantes porque los desarrolladores de PMGD esperan mayor certidumbre regulatoria respecto al almacenamiento en este subsegmento de la generación. Sabemos que el Ministerio de Energía está realizando un esfuerzo importante en brindar seguridad y certidumbre jurídica en proyectos de utility scale, pero aún falta dar certeza regulatoria en líneas zonales”, manifestó Matías Cox, director ejecutivo de GPM, en conversación con Energía Estratégica. 

“La expectativa es el desarrollo de más proyectos PMGD para aumentar la capacidad instalada, pero sin almacenamiento no se darán los atributos requeridos para que el sistema siga fortaleciéndose. Por lo que el segundo esfuerzo del regulador debe ser dar certidumbre jurídica para el tratamiento del storage en redes zonales que permitirá que el sector se consolide y contribuya a la transición energética”, agregó. 

En el caso del DS N°88, desde el gremio buscarán que, a partir de junio (fecha prevista para su tratamiento) todo lo vinculado a vertimientos de energía de los pequeños medios de generación se trate por esa vía ya que dicho decreto supremo contaría con reglas especiales en la materia. 

Por lo anterior, los focos estarán puestos en el debate de la manera más eficiente que los medios de generación distribuida aporten su energía al sistema, el mecanismo de estabilización de precios y lo relacionado a recortes por falta de capacidad. 

“Si bien revisamos el DS 88 en el año 2020, en el contexto de la transición energética se requiere pensar en la mejor manera de que los PMGD aportan flexibilidad y seguridad al sistema”, subrayó Cox.

“Además, a nivel legal hay un cambio establecido en el proyecto de ley de transición energética respecto a que las generadoras que inyectan su energía en la transmisión zonal puedan proponer proyectos en el plan de expansión a su cargo”, complementó.

Cabe recordar que los Pequeños Medios de Generación Distribuida llevan más de 3 GW de capacidad instalada y se espera que su participación aumente en los siguientes meses, de forma que desde la Comisión Nacional de Energía (CNE) pronosticaron que podría alcanzar 4700 MW instalados hacia el 2026, siempre que todas las centrales en construcción funcionen en la fecha prevista.

“Lo importante para el sector eléctrico es la estabilidad regulatoria, es un pilar fundamental pero no es igual al inmovilismo regulatorio; ya que entendemos que la normativa debe ajustarse a las realidades de mercado que se modifican a través del tiempo”, insistió el director ejecutivo de GPM.

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La Comisión Nacional de Energía (CNE), mediante la Resolución Exenta N°287 de 4 de junio de 2024, rechazó la solicitud presentada por Acciona Energía Chile Holdings, S.A (Acciona) en agosto del año pasado, en relación al mecanismo de revisión de precios de los contratos de suministro de energía y potencia para clientes regulados suscritos bajo el proceso licitatorio 2015/01.

“Esta Comisión no ha dado por verificado el cumplimiento de los requisitos señalados en el artículo 134 de la Ley General de Servicios Eléctricos y Cláusula Quinto del Contrato de Suministro para proceder a la revisión de precios en los términos solicitados por la empresa requirente”, señala el acto administrativo de la CNE.

Los argumentos esgrimidos por el organismo regulador sostienen que no se ha logrado acreditar que los cambios normativos alegados puedan ser calificados como tales o, en su caso, que puedan ser calificados como sustanciales y no transitorios en cuanto a su impacto en el equilibrio económico del contrato, según lo requiere el artículo 134 de la Ley General de Servicios Eléctricos para la utilización del mecanismo de revisión de precios.

Contexto

En la Licitación de Suministro 2015/01, Acciona Energía Chile se adjudicó 23 sub-bloques del Bloque de Suministro N° 3, correspondiente a 506 GWh/año, a un precio actual de 64,026 US$/MWh. El 1 de agosto de 2023, la empresa generadora solicitó la revisión del precio de la energía de los contratos de suministro de energía, en que se pedía la autorización de una modificación al alza del precio de la energía de esos contratos en 25,076 US$/MWh en valor de la moneda presente.

La solicitud de la compañía se enmarca en lo establecido en el inciso 4° del artículo 134 de la Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE), en la Cláusula Quinto de los Contratos de Suministros , y en los artículos 86 y siguientes del Reglamento de Licitaciones.

Siguiendo lo dispuesto por la normativa, la CNE citó a las partes (conformadas por Acciona, empresas distribuidoras, cooperativas eléctricas y asociaciones de consumidores) para participar en la realización de dos audiencias, realizadas en noviembre de 2023 y enero de 2024, donde se escuchó la argumentación de Acciona y los puntos de vista de los agentes del mercado de clientes regulados.

La empresa Acciona, en sus argumentaciones, justificó su solicitud de modificación de precios en virtud de los altos costos unitarios asociados al pago de Servicios Complementarios (SSCC) y los sobrecostos en el Sistema Eléctrico Nacional, originado por los cambios normativos asociados a (i) proceso de descarbonización acelerada; (ii) modificación reglamentaria de SSCC, y (iii) Sobrecostos de mínimos técnicos.

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El gobernador de Piauí, Rafael Fonteles, firmó un memorando de entendimiento con la empresa Solatio para la instalación del mayor parque de energía solar de Brasil. La infraestructura, con capacidad de 4 gigavatios, se instalará en Bom Princípio do Piauí y abastecerá a la industria de producción de amoníaco en Parnaíba, materia prima del hidrógeno verde. La instalación de infraestructura comienza en 2025 y forma parte de la primera etapa del proyecto.

El gobernador Rafael Fonteles explica que el proyecto acerca el proceso de industrialización en la cadena de producción de energías renovables en Piauí. «Ahora, Solatio anuncia un parque solar de 4 gigavatios en Piauí para precisamente abastecer esta futura planta, la industria del hidrógeno verde. Este parque podría estar en cualquier parte de Brasil, pero gran parte se hará en Piauí, generando más empleos, generando más oportunidades de desarrollo para nuestro estado”, consideró.

Pedro Vaquer, director general de Solatio, explicó que se trata de un sueño hecho realidad: «Lo que comenzó como un sueño hoy es una absoluta realidad y creo que ahora podemos decir en voz alta que Piauí tendrá la mayor planta solar de Brasil, porque esto ayudará a tener la energía necesaria para esta primera fase. Felicitaciones al gobernador Rafael Fonteles y contar con nosotros para contribuir a hacer del país, Piauí, un estado cada vez más evolucionado».

Solatio tiene licencia ambiental para producir 11,4 gigavatios de hidrógeno verde y amoníaco en Piauí, con foco en abastecer el mercado europeo. En todo Brasil, la empresa invierte R$ 25 mil millones en energía solar.

Solatio patrocinará al Clube Atlético Piauiense

Solatio también firmó un memorando de intención con el Clube Atlético Piauí. Además de invertir en energías renovables, la empresa patrocinará el fútbol piauí con apoyo a la asociación.

Solatio patrocinará los uniformes, el material deportivo y la publicidad del equipo, además de promover los intercambios entre campeonatos de fútbol regionales, nacionales e internacionales. El memorando también especifica el apoyo técnico del Clube Atlético Piauí para que el equipo destaque en las competiciones.

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Recientemente, la institución financiera de renombre internacional DAL Deutsche Anlagen-Leasing GmbH & Co. KG (en lo sucesivo «DAL»), representada por el Dr. Peer Günzel, director general, y el Sr. Nerajo Negash, director senior de proyectos, visitó la Sede de DAS Solar en Quzhou.

Estuvieron acompañados por el Sr. Vincent Cao, Vicepresidente Senior, y el Sr. Kyle Xu, Vicepresidente de Ventas de DAS Solar. La visita facilitó debates en profundidad sobre la cooperación en energía verde y exploró nuevas direcciones para la colaboración futura.

DAL se ha comprometido a brindar excelentes servicios financieros a sus clientes y cuenta con una amplia experiencia y recursos en el sector de la energía verde. Esta visita tuvo como objetivo evaluar la colaboración entre DAL y DAS Solar en los campos de tecnología de energía renovable, inversión en proyectos y servicios financieros, promoviendo así conjuntamente el desarrollo de la industria global de energía verde.

Durante la visita, la delegación de DAL recorrió las líneas de producción y el centro de exposiciones de DAS Solar, obteniendo un conocimiento exhaustivo de las fortalezas tecnológicas y los logros innovadores de DAS Solar en el campo fotovoltaico. La delegación de DAL expresa su gran agradecimiento por los logros de DAS Solar en el sector de la energía verde.

Como empresa internacional de nuevas energías, DAS Solar ha estado solidificando su presencia internacional en los últimos años mediante el establecimiento de estrechas asociaciones estratégicas en todo el mundo, expandiendo así su negocio en múltiples países y regiones. Los productos y servicios de DAS Solar abarcan ahora importantes mercados de Asia, Europa y América del Sur, y la empresa ha establecido sucesivamente filiales en Alemania, Australia, Japón y otros lugares, ofreciendo productos y servicios de alta calidad a clientes globales.

Con la aceleración de sus esfuerzos de internacionalización, el desempeño financiero de DAS Solar se ha vuelto cada vez más destacado. Aprovechando sus destacadas capacidades de innovación tecnológica, operaciones financieras estables y su fuerte competitividad en el mercado, DAS Solar ha atraído una atención considerable de inversores globales y ha sido reconocido por varias instituciones autorizadas.

DAS Solar ha sido incluido recientemente en la lista de Unicornios Emergentes de 2023 de Forbes China, recibió al mismo tiempo una calificación «BBB» en las calificaciones de bancabilidad de PV ModuleTech del primer trimestre de 2024 y continuó ocupando un lugar en la lista Venture 50 Carbon Neutral, lo que demuestra su fortaleza integral y su importante potencial de desarrollo.

Esta visita e intercambio no sólo profundizaron el entendimiento y la confianza entre DAL y DAS Solar, sino que también sentaron una base sólida para su futura cooperación prevista. De cara al futuro, DAL y DAS Solar tienen grandes esperanzas en su colaboración, con el objetivo de explorar más oportunidades de cooperación en el sector de la energía verde y contribuir más a la energía verde global.

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Teniendo en cuenta las ambiciosas metas del gobierno colombiano de alcanzar las 6 GW renovables antes de finalizar su gestión, empresas internacionales ven al país como una región clave para montar sus proyectos limpios.

Además, la demanda energética a nivel nacional tiende a crecer año a año y las energías renovables se presenta como la mejores aliadas para garantizar un suministro confiable.

En este contexto, Future Energy Summit vuelve a Colombia con una feria que convocará a ejecutivos, funcionarios y diferentes actores de envergadura de la industria de las energías renovables del región Andina, para debatir  sobre los principales temas de agenda, los desafíos de diversificar la matriz y oportunidades de negocio en la región.

Como en ediciones anteriores, el encuentro FES Colombia que se llevará adelante el 29 y 30 de octubre en el Hotel JW Marriott de Bogotá, contará con amplios espacios para la realización de networking y habrá meeting points donde los auspiciantes mostrarán sus últimas novedades y desarrollos tecnológicos para el sector.

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Grandes empresas del sector energético local e internacional ya confirmaron su participación como partners destacados. Tal es el caso de Sungrow, Huawei, Chint, Seraphim, JA Solar, Nextracker, Chint, Solis, Trina Solar, Solis, Runergy, GCL, Nordex Group, UL Solutions,  ISA, Jinko Solar, Canadian Solar, FMO,  Enermant, ZNShine, Enerfín,, Wärtsilä​​, DIPREM, entre otras.

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

Las energías renovables son eje de debate central en la agenda de transición energética de mercados andinos. Este evento no será la excepción. Además de abordar en profundidad las oportunidades de negocios en torno a una “transición energética justa”, en más de 10 paneles de Future Energy Summit también se disertará sobre el panorama de inversiones y financiamiento para tecnologías de generación como fotovoltaica y eólica, como así también almacenamiento en baterías e hidrógeno verde.

Con la participación de estos destacados oradores, Future Energy Summit Colombia (FES Colombia) ofrece el escenario ideal para que stakeholders puedan intercambiar posiciones sobre estos temas y explorar sinergias y nuevos negocios en torno a la industria renovable.

¡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 Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) solicitó la revisión de los pliegos de cargos para la Licitación Pública Internacional (LPI) Nº ETESA 01-24 destinada a la contratación a largo plazo de potencia y energía exclusivamente para centrales de generación renovable. 

Entre los requerimientos de la ASEP a la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA) se encontrarían temas complejos como y ajustar los periodos de suministro, como otros de más rápida resolución vinculados a la corrección de errores en la redacción y la evaluación de la combinación de tecnologías que puedan participar. 

Es por ello que se definió prorrogar el proceso de licitación para que la recepción de ofertas pase del 27 de junio al 31 de octubre de este año 2024. Este nuevo plazo también daría un margen de tiempo adicional para que las nuevas autoridades de gobierno se interioricen en esta convocatoria. 

Es preciso indicar que el presidente electo de Panamá, José Raúl Mulino, junto a su gabinete de gobierno asumirán el 1 de julio de 2024. Si bien ya se dieron a conocer algunas asignaciones a ministerios, aún no está firme el nombre de quien será titular en la Secretaría de Energía. No obstante, según pudo saber Energía Estratégica por fuentes oficiales, “se debe anunciar en los próximos días”. 

Los tres meses siguientes serán clave para que se ratifique esta licitación, definir si habrá cambios en los pliegos de cargo y brindar mayor claridad sobre las ofertas con almacenamiento energético en baterías, siendo este último un tema que despertó muchos interrogantes entre las empresas participantes. 

En la última reunión aclaratoria de la LPI ETESA 01-24, llevada a cabo el pasado 4 de abril, representantes de las empresas generadoras que adquirieron los pliegos de cargos plantearon adendas y prórrogas (ver más) principalmente para aclarar cómo será la participación de ofertas con almacenamiento, el cálculo de potencia firme para centrales híbridas y la metodología y criterios de evaluación de las ofertas a adjudicar. 

Un detalle no menor, es que a finales de abril la ASEP aprobó modificaciones a las Reglas Comerciales para el Mercado Mayorista de Electricidad entre las cuales se define el uso de Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías (SAEB) como complemento al cálculo de la potencia firme para el caso de las centrales de generación renovables (ver más). 

De esta manera las “reglas del juego” en el mercado panameño se empezarían a alinear a lo que pretende esta licitación y que ya contemplaba el plan indicativo de expansión de generación 2023-2037 cuando proyectaba al 2037 unos 2402.67 MW de capacidad adicional de generación eólica, 3,560.12 MW adicionales de fuente solar, 379.22 MW hidroeléctricos y 1811.05 MW de termoeléctricos candidatos, a los que se sumarían 825 MW de potencia máxima proveniente de sistemas de almacenamiento por baterías candidatos.   

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MSU Green Energy, unidad de energías renovables del Grupo MSU, reveló que posee un amplio portafolio de proyectos que buscan llevar adelante en el transcurso de los próximos años y, de ese modo, ser uno de los grandes players del mercado renovable de Argentina. 

Tomás Darmandrail, corporate development manager de MSU, señaló que la compañía apunta a concretar los proyectos adjudicados en la licitación RenMDI y el Mercado a Término (MATER) y posteriormente aumentar su capacidad renovable instalada hasta alcanzar cerca de 1 GW.

“Es un pipeline ambicioso que queremos comenzar a ejecutar entre 2024 y 2025. Y si bien la historia renovable de MSU Green Energy inició con el desarrollo de algunos parques eólicos en Bahía Blanca, previo a lo hecho en el ámbito solar, esos proyectos no se concretaron y todavía están dentro del portfolio”, destacó durante un evento. 

Todo el portfolio de proyectos ya adjudicados de la compañía suman entre 480 y 490 MW de potencia fotovoltaica (cerca de 140 MW vía RenMDI y alrededor de 350 MW en MATER), que también esperan concretar a mediados o finales del próximo año y que demanda una inversión aproximada de USD 450.000.000. 

La compañía inició su camino renovable a finales de 2022 con el parque solar Las Lomas (32 MW) y actualmente está en plena construcción de la central fotovoltaica Pampa del Infierno (130 MW) en la provincia de Chaco, que será la tercera planta fotovoltaico más grande de Argentina en cuanto a capacidad instalada y la de mayor potencia en el Mercado a Término. 

“El PS Pampa del Infierno tendrá inicio de operación comercial en agosto, es decir que en sesenta días comenzaremos a inyectar energía en la red. Y por la escala, estamos conforme en cómo desarrollamos los proveedores de MSU”, manifestó Darmandrail.

Además, ya inició movimiento de suelo del tercer parque solar de MSU (Villa Ángela – 100 MW de potencia en Chaco) y desde la empresa vaticinaron que cuentan con un portfolio amplio de proyectos en las localidades de Castelli, Sáenz Peña, Charata y la provincia de Formosa. 

Mientras que el hito más reciente fue la adjudicación con prioridad de la planta solar Andalgalá (90 MW) en el llamado correspondiente al primer trimestre del 2024 del Mercado a Término; en este caso bajo el mecanismo de asignación Referencial “A” (curtailment de hasta 8% de la energía anual característica en las condiciones previstas de operación hasta que se ejecuten las obras de transporte que permitan evitar las limitaciones). 

“El MATER es lo que estuvo traccionando el sector en el último tiempo y la tendencia es que la industria irá hacia la transición energética ya que hay mucho espacio para que continúe incorporando renovables a su matriz”, apuntó el corporate development manager de MSU.

¿Por qué priorizaron la tecnología solar? 

A pesar de que MSU desarrolló centrales eólicas, tal como reconoció Darmandrail, el especialista remarcó que en el caso solar observan un mejor plazo de construcción de los parques fotovoltaicos. Hecho que “facilita el financiamiento y aliviana la carga de garantías que deben tener los proyectos porque entran en operación y generan flujo más rápidamente”. 

“Además, la modularidad de la tecnología solar, a nivel constructivo, representa una ventaja y por ello desde MSU nos enfocamos primero en la generación fotovoltaica”, agregó.

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En Colombia, un país donde la matriz es principalmente hidroeléctrica, eventos climáticos como el fenómeno de El Niño y la creciente demanda de energía a nivel nacional hacen crecer el interés de los inversores por desarrollar proyectos renovables.

Tecnologías como la solar y la eólica acompañadas de sistemas de almacenamiento se convierten en las aliadas más prometedoras para garantizar el suministro confiable y evitar racionamientos de energía.

Bajo esta premisa, Oscar Ferreño, director de Ventus, empresa líder en la construcción de proyectos renovables reveló el volumen de su portafolio en Latinoamérica y su gran presencia en Colombia, en el marco de una jornada regulatoria y técnica organizada por SER Colombia y Mundo Electrico (ver transmisión).

“Ya instalamos 2300 MW tanto en eólicos como solares en Latam y estamos construyendo 550 MW fotovoltaicos en Colombia. Allí, tenemos acuerdos para trabajar con grandes empresas como Celsia y Ecopetrol en muchos proyectos de diversas escalas tanto de autoconsumo como utility en todas las geografías del país. Si bien abarcamos todos los segmentos, últimamente nos estamos enfocando en los más grandes”, destacó.

A pesar del potencial de crecimiento del mercado, el experto señaló que Colombia enfrenta desafíos que deben superarse para la concreción de dichos proyectos.

Según Ferreño, si bien tiene un “futuro brillante” para convertirse en un catalizador de energías renovables, se debe planificar un seguimiento detallado de “cómo se va a avanzar”.

“Para lograr las metas proyectadas, es importante contar con estabilidad en la regulación: que no haya cambios sobre la marcha que signifiquen barreras imprevistas. También, hace falta una depuración de los puestos de conexión. Muchos desarrolladores solicitan puntos que luego no se realizan. Esto impide el ingreso de nuevas redes”, afirmó.

Y agregó: “Una planta solar debería llevar entre 9 y 12 meses de ejecución dependiendo de la complejidad del terreno e independientemente del tamaño. Si se producen demoras, el aumento de costos para el epecista puede ser nefasto”.

En este sentido, explicó que el reto más grande del epecista es lograr en el tiempo comprometido, la ejecución de la obra de la forma más económica y eficiente posible. 

Para ello, hizo hincapié en la importancia de tener un rol integral y experiencia internacional que permita un “win-win” entre el constructor y el dueño de la planta.

“Hay que diferenciar el rol del inversionista con el epecista: el primero es quien pone el dinero y el segundo es el que le da vida a la planta. Cuanto más experiencia tenga el epecista mejor saldrá el proyecto. En Colombia también es muy importante que mantenga muy buena relación con las comunidades y con la gobernanza”, advirtió. 

Tendencias del mercado

En tanto a los productos más demandados de la región,  Ferreño señaló que la tendencia se inclina más hacia plantas con seguidores solares en lugar de paneles fijos. El objetivo es que la incidencia del sol sea lo más perpendicular posible al panel.

Además, explicó que los software para diseño y movimiento de suelo y los drones para ver el avance de obra son herramientas que se han incorporado exitosamente al permitir una mejor planificación de riesgo.

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La crisis energética desatada en Ecuador por los efectos del fenómeno de El Niño ha abierto nuevas oportunidades para la tecnología solar en el país.

Para dar respuesta a los racionamientos de energía, cada vez más industrias empezaron a adoptar estos sistemas fotovoltaicos, los cuales no solo le garantizan el suministro sino que también le generan ahorros en sus tarifas de luz.

Bajo esta premisa Nepos Energy, empresa especializada en generación distribuida, ingeniería eléctrica, automatización y control industrial, se está consolidando rápidamente como un actor clave en el sector del autoconsumo en el país y tiene ambiciosos objetivos para este 2024.

En conversaciones con Energía Estratégica, Daniel Carrillo Nieto, líder de proyectos en la compañía señala: “Nuestra misión es garantizar la calidad absoluta en la ejecución de nuestros proyectos. Estamos avanzando en negociaciones para instalar este año 4 MW en soluciones de autoconsumo en diferentes industrias, como la textil y la petrolera, entre otras”.

“Además, trabajamos de cerca con el Ecoparque Industrial más grande de Ecuador para promover soluciones de energía limpia y sostenible. Próximamente, desarrollaremos una electrolinera con una potencia de 35 kW para el parque en pos de promover la movilidad eléctrica del sector industria”, agrega.

De esta forma, el experto proyecta crear nuevas estaciones NEST en las principales ciudades del país que funcionen como una amplia red de centros solares de carga eléctrica.

Expansión regional y proyectos internacionales

Aunque Nepos Energy tiene su sede en Ecuador, la empresa está explorando oportunidades para expandirse en Argentina. 

Según Carrillo Nieto, ya están desarrollando software de ingeniería en ese país y tienen planes para instalar una electrolinera de energía solar en Nuñez, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

 “Argentina es un país clave para nosotros, y esperamos que se den las condiciones para invertir,” comentó.

Desafíos y oportunidades en el Mercado Energético de Ecuador

Si bien la Ley Orgánica de Competitividad Energética, lanzada este año, ha sido un paso positivo hacia la promoción de la generación distribuida y las energías renovables, incluyendo la fotovoltaica y la biomasa, Carrillo Nieto destaca que se necesita un enfoque gubernamental más fuerte y concreto para superar los desafíos de Ecuador y acelerar la transición energética.

“Aunque se están tomando medidas acertadas para superar esta crisis, Ecuador enfrenta retos importantes a corto plazo. El fenómeno de El Niño ha demostrado la necesidad de diversificar las fuentes de generación eléctrica para disminuir la dependencia de las hidroeléctricas”, insistió.

“Actualmente, se está promoviendo mejorar la infraestructura de red para adicionar más energía alternativa desde los altos mandos y las principales entidades energéticas. Sin embargo, hay un cuello de botella o un desinterés por parte de las distribuidoras. Para muchas, no les es favorable económicamente que entre localmente la electricidad de forma privada”, añade. 

En este sentido, la compañía espera que este conflicto de intereses se resuelva en el corto plazo para un impulso más acelerado de la generación distribuida y las energías renovables en Ecuador. 

Mientras tanto, con proyectos estratégicos tanto a nivel nacional como internacional, la empresa se posiciona como un líder en el sector energético, dispuesto a enfrentar los desafíos y aprovechar las oportunidades que presenta el mercado. 

La combinación de innovación, calidad y compromiso con la sostenibilidad marca un camino prometedor para el futuro energético de Ecuador y la región.

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, México experimenta una párate en los proyectos renovables de gran escala debido a las cancelaciones de subastas efectuadas por la actual administración de Andrés Manuel López Obrador (AMLO).

En efecto, la falta de nueva generación renovable producto de tal decisión política se evidencia cada vez más ante la creciente demanda de energía, potenciada por el fenómeno del nearshoring.

Sin embargo, con el recambio de autoridades tras la victoria de Claudia Sheinbaum, en las elecciones presidenciales, muchos expertos del sector esperan que la situación se revierta.  Si bien la presidente electa también pertenece al partido de Morena, ha manifestado en diversas ocasiones sus intenciones de contribuir a la transición energetica.

Uno de aquellos especialistas optimistas fue, Oliver Quintero, gerente comercial de Sungrow, fabricante de inversores líder a nivel mundial, quien en una entrevista con Energía Estratégica durante el megaevento FES México, brindó su visión, previo a conocer los resultados de las elecciones.

“México es un gigante dormido: es curioso que un país con 120 millones de habitantes, tenga tan poco desarrollo de renovables. No obstante, se avecina un cambio político que sí o sí tendrá que adoptar un rumbo energético diferente, independientemente de quien llegue al poder”, aseguró. 

Y agregó: “Eso traerá un despegue enorme en la transformación de energías limpias. Desde Sungrow queremos ir sembrando el camino, porque vemos que se viene una cosecha enorme de renovables”.  

De acuerdo al especialista, la demanda energética está creciendo a más del 5% lo cual vuelve imperiosa la necesidad de una matriz mucho más diversificada a través de fuentes renovables. 

Además de la creciente necesidad de energía, Quinteros explicó que esa descarbonización de la economía también estará motivada por los intereses y tendencias de los usuarios.

 “Vislumbramos un cambio porque existen consumidores cada vez más conscientes con el medio ambiente que buscan que sus proyectos tengan sellos verdes. La velocidad de esa transición energética dependerá de la regulación que se adopte en los próximos sexenios”, afirmó.

En este sentido, el ejecutivo llamó a que el nuevo gobierno adopte una posición activa y que siente las bases normativas para dar un salto en favor de las renovables. 

“Ojalá quien llegue al poder tome conciencia de que no se trata solo de hablar de transición energética sino también de apostarle a una regulación que incentive a las renovables, para que haya cambios en el corto plazo. México tiene un potencial enorme pero necesitamos que los tomadores de decisiones nos ayuden para poder crecer”, insistió.

Por su parte, en cuanto a su estrategia de ventas, el experto destacó que el foco de central de Sungrow está en sus productos para proyectos utility scale. 

“Recientemente, fuimos catalogados por Wood Mackenzie como proveedor número 1 en baterías. Estamos trayendo a toda Latinoamérica una gran diversidad de inversores y sistemas de almacenamiento para adaptarnos a las necesidades de cada cliente”, comentó.

Y concluyó: “En muy poco tiempo la regulación de los países de Latam comenzará  a incentivar con más fuerza al almacenamiento, porque el mercado va a requerir ese tipo de tecnologías para brindar un suministro confiable. Por ello, estamos preparados para atender esa demanda creciente”.

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En línea con su compromiso por descarbonizar economías emergentes, JA Solar, multinacional china líder en soluciones fotovoltaicas, fortalece su presencia en países con gran potencial de despegar en energía solar.

En efecto, en una entrevista de Energía Estratégica realizada en el marco del megaevento de Future Energy Summit (FES), María Urrea, Head of Sales Colombia, Central America & The Caribbean de JA Solar, reveló sus intenciones por seguir expandiéndose en la región del Caribe con un enfoque especial en República Dominicana, al ser calificado como uno de los mercados más atractivos para la compañía.

“El Caribe es una región que avanza con fuerza y estamos ganando presencia en muchos países. En el caso de República Dominicana, las expectativas son mayores ya que vemos que varios proyectos se están empezando a construir y queremos ser parte de ellos”, afirmó.

Y agregó: “Vemos buena voluntad política y predisposición de las empresas para invertir en proyectos solares. A su vez, en el segmento de Generación Distribuida (GD), tenemos una presencia bastante fuerte que equivale al 30% de la cuota de mercado y son alrededor de 300 MW”.

De acuerdo a la experta, para que siga creciendo la industria fotovoltaica, es fundamental que el cambio climático y la transición energética sigan estando en la agenda política de la región, a través de tasas de interés atractivas para el cierre financiero de los proyectos y la promoción de la inversión extranjera.

En tanto a los objetivos de la compañía en Latinoamérica, Urrea señaló su compromiso por seguir apostando para la transición energética al poner su tecnología al servicio de todos los países de la región.

Y añadió: “La idea es acompañar a las empresas para que sus proyectos lleguen al éxito esperado. Además, estamos creando varias alianzas con entidades educativas para poder capacitar y educar a los estudiantes que tengan interés en el sector fotovoltaico”.

Según la ejecutiva, están enfocados tanto a nivel utility como en el segmento de generación distribuida y su portafolio de productos lo demuestra. Especificó que ofrecen módulos de 565 W tipo P, 590W y 610W tipo N con las medidas y pesos ideales para techos o granjas a pequeña escala y módulos de 610W y 630W  tipo N para dar confiabilidad a los proyectos de gran escala.

 En efecto, Urrea advirtió que la elección de cada una de estas tecnologías dependerá de su aplicación: “Para el segmento de GD, los módulos de 430W son más comunes en el Caribe por la afectación de la velocidad de los vientos por huracanes y otros factores. Estos en su mayoría son tipo N. Además, tenemos paneles solares tipo P desde 550W hasta 570W y ya para tipo N manejamos desde los 580 hasta los 630W”. 

No obstante, afirmó que siguen realizando avances tecnológicos con la tecnología HJT y otras innovaciones para mejorar la eficiencia de sus módulos y ampliar su portafolio a disposición, según las necesidades de la región.  

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Rodrigo Sotelo Piña, gerente de ventas para el segmento utility en México y el Caribe de LONGi, participó del ciclo de entrevistas con líderes de Future Energy Summit (FES). Allí, el referente empresario analizó las oportunidades de negocios en la región que se alinean con la visión y las metas de sostenibilidad de la empresa.

“Estamos enfocados a trabajar en seguir impulsando el desarrollo de un proceso que está viviendo el planeta de descarbonización”, introdujo Sotelo Piña.

Si bien reconoció que la transición energética no será fácil en la tarea de migrar a un suministro con fuentes renovables en todos los mercados de la región, subrayó que LONGi está comprometida en este esfuerzo mediante sus diversas líneas de negocio, que incluyen la fabricación de productos fotovoltaicos como wafers monocristalinos, celdas, módulos de vanguardia, soluciones para generación distribuida y proyectos de gran escala, así como la producción de electrolizadores para hidrógeno verde.

En el caso específico de República Dominicana, Sotelo Piña destacó los avances del país en cuanto a descarbonización, con una política pública que promueve nuevas inversiones en energías renovables y busca encaminarse a la autonomía energética.

«En estos últimos 3 años, se ha detonado un trabajo de casi 10 a 15 años,» señaló.

Las cifras hablan por sí solas. El volumen de proyectos con concesiones definitivas alcanzado en 2023 es el más alto registrado al superar los 40 contratos. Energía Estratégica repasó las resoluciones de los últimos 10 años, identificando una baja entre el 2014 al 2019, notándose una recuperación luego del 2020 con el inicio de la actual administración, con números que representan un récord en cantidad y capacidad de proyectos en el último año (ver más).

Desde LONGi consideran que el “apetito inversor” continuará impactando positivamente en la ampliación del parque de generación renovable en República Dominicana durante esta década sirviendo de ejemplo para otros mercados.

De acuerdo con cifras reveladas por Sotelo Piña, República Dominicana estima cerrar la primera mitad del 2024 con 675 MW, lo que serían 250 MW más que el año pasado. Y aquello no sería todo, el pronóstico es incrementar de 1.2 GW a 1.6 GW su meta para el 2026, sobrepasando los compromisos asumidos tras el Acuerdo de París.

Para continuar avanzando, Sotelo Piña sugiere que República Dominicana debe fortalecer la colaboración entre el sector público y privado, así como mantener el apetito por contratos bilaterales de venta de energía, aprovechando los avances tecnológicos que hacen los productos fotovoltaicos cada vez más rentables.

El rápido progreso en la potencia de los módulos, que ha aumentado su estándar de 345 W a 650 W en sólo cinco años, y el aumento de la garantía de vida útil de muchos de los productos de 20 a 30 años, dan cuenta de ello. Este avance permite cumplir con las exigencias de suministro de contratos bilaterales y generar un rendimiento atractivo para los inversionistas.

“El siguiente paso sería sin duda el tema de licitaciones a través de una demanda específica de regulador”, declaró Sotelo Piña, considerando que para seguir con el crecimiento de una matriz energética estable con cada vez más renovables sería preciso un rol activo del las autoridades indicando dónde se necesita la nueva generación.

Aquello no sería todo. El referente de ventas de LONGi en la región también consideró que para mantener el pipeline de proyectos su expertise le indica que se deberá reforzar la inversión en infraestructura crítica para evitar la saturación de la red, así como trabajar en la regulación de frecuencia y voltaje que podría llegar de la mano de soluciones de almacenamiento en baterías, y desarrollos de hidrógeno verde.

Para acceder a los testimonios completos de Rodrigo Sotelo Piña, gerente de ventas para el segmento utility en México y el Caribe de LONGi, puede ver el video del ciclo de entrevistas con líderes, disponible en el canal de YouTube de Future Energy Summit (FES).

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Como parte de su compromiso con el desarrollo sostenible y con el objetivo de reducir su huella de carbono, OPESSA -la red propia de YPF que cuenta con 157 estaciones-, anuncia su alianza con YPF Luz.

En esta primera etapa, la compañía proveerá de energía limpia a 21 estaciones de servicio localizadas en Buenos Aires, Santa Fe y Córdoba, desde el Parque Eólico General Levalle que iniciará sus operaciones a finales de este año. La elección de estas estaciones se debe a que cuentan con cargadores eléctricos, para seguir robusteciendo la propuesta de movilidad sustentable de YPF PUNTO ELÉCTRICO.

Maite de la Arena, gerente ejecutiva de YPF, expresó: “Hoy la sustentabilidad tiene un rol protagónico en la transformación de nuestra red y este acuerdo es un ejemplo de cómo buscamos evolucionar de cara a tener estaciones más sustentables”.

Este acuerdo permitirá cubrir una demanda de energía de 12.600 MWh/año, el equivalente al consumo de 3.150 hogares, y evitar así la emisión de 2.700 toneladas de CO2e por año.

Es un hito que se enmarca en el plan de transformación que encabezó YPF en 2020, con el programa Estaciones del Futuro: un concepto centrado en transformar su red de estaciones con foco en mejorar la experiencia de los clientes, fundado en los pilares de innovación, digitalización y sustentabilidad.

Al respecto, Martín Mandarano, expresó: “Estamos felices de celebrar esta alianza con Opessa y contribuir a la movilidad sostenible a través del abastecimiento con energía renovable a diferentes estaciones de servicio del país. Desde YPF Luz, ya acompañamos a las industrias automotrices como Toyota, Ford y Honda Motor de Argentina en su camino hacia la descarbonización; reforzando nuestro compromiso con la transición energética”.

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A través de una carta formal enviada por la Presidencia de la República de Chile a Ana Lía Rojas, fue formalizada la especial invitación a la directora ejecutiva de ACERA A.G. para formar parte de la delegación empresarial que acompañará al presidente Gabriel Boric en su próxima gira por Europa. En particular, nuestra directora estará acompañando a S.E. en los primeros dos destinos de la visita, Alemania y Suecia, entre los días 9 al 14 de junio.

La gira presidencial tiene como foco prioritario fortalecer las agendas de inversión extranjera en energías limpias, la estrategia nacional del litio, y la innovación productiva. Además, se buscará impulsar el Acuerdo Marco Avanzado (AMA) firmado recientemente entre Chile y la Unión Europea (UE), y promover la cooperación en ámbitos científicos y tecnológicos.

Durante este viaje, Ana Lía Rojas se enfocará en fortalecer los lazos con actores clave en el ámbito de las energías renovables y el almacenamiento, promoviendo la visión de un Chile comprometido con un desarrollo energético sostenible.

La directora ejecutiva del gremio, expresó su compromiso con la gira y anunció que es “un orgullo y un reconocimiento para mí y para ACERA integrar esta delegación y acompañar al Presidente de la República. Nuestra misión incluye promover las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) y almacenamiento, la agenda de género, y fomentar inversiones, en un camino colectivo hacia un futuro energético más sostenible».

El presidente Boric estará acompañado por una destacada comitiva de ministros y ministras, incluyendo al Ministro de Relaciones Exteriores, Alberto van Klaveren; el Ministro de Economía, Fomento y Turismo, Nicolás Grau; el Ministro de Justicia y Derechos Humanos, Luis Cordero; el Ministro de Transportes y Telecomunicaciones, Juan Carlos Muñoz; y la Ministra de Ciencia, Tecnología, Conocimiento e Innovación, Aisén Etcheverry. El Ministro de Energía, Diego Pardow, se unirá a la delegación en Alemania, y el Ministro de Educación, Nicolás Cataldo, lo hará en Francia.

Además de los representantes gubernamentales, la delegación empresarial incluye a líderes como Rosario Navarro, presidenta de Sofofa; Juan José Gana, gerente de Estrategia de HIF Global; Germán Dastres, primer vicepresidente de Conapyme; Mauricio Cárcamo, vicepresidente de Confecoop; y José Quiñilen, dirigente del sindicato de Celulosa Arauco. La delegación también contará con la participación de figuras académicas y científicas de renombre, como Bruno Díaz, presidente de la Sociedad Chilena de Astronomía; Rosa Devés, rectora de la Universidad de Chile; y Teresa Paneque, investigadora y divulgadora científica.

Este viaje permitirá a Chile reforzar su compromiso con el desarrollo sostenible y el combate al cambio climático, destacando los avances y desafíos en energías renovables y la importancia de la cooperación internacional para lograr estos objetivos. La participación de Ana Lía Rojas en esta gira subraya el papel crucial que tiene ACERA en el concierto de la industria productiva, como un ente de relevancia nacional en la promoción de las ERNC y su contribución al futuro energético descarbonizado y autóctono.

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En la Asamblea General Anual, efectuada recientemente por la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados de Chile (ACENOR), se realizó la elección de vacantes del directorio de la asociación, resultando electa Verónica Cortez Silva, gerente de Energía de la Compañía Minera Doña Inés de Collahuasi SCM. Cabe recordar que la empresa, dedicada a la extracción y producción de concentrado de cobre en la región de Tarapacá, se unió a la red de socios en diciembre de 2023.

Verónica Cortez es ingeniera civil industrial de la Pontificia Universidad Católica de Chile y lleva más de catorce años en Collahuasi, compañía que está dentro de las tres productoras de cobre más grandes del mundo.

Con su incorporación, el directorio de ACENOR quedó conformado de la siguiente manera:

Francesca Milani (de Anglo American) como presidenta.
Rodrigo Sepúlveda (de AZA Aceros) como 1° vicepresidente.
Rodrigo Terrazas (de Metro) como 2° vicepresidente.
Álvaro Baeza (de Glencore) como 3° vicepresidente.
Francisco Danitz (de Codelco), Marcos Cid (de Teck) y Verónica Cortez (de Collahuasi) como directores.

En tanto, a los actuales directores suplentes, Diego Medel, Juan Andrés Barrientos, Daniel Lillo, Giancarlo Pisfil, Carolina Valderrama y Felipe Toro se sumó José Gregorio Varas y Leopoldo Gaegger.

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 Por cuarto año consecutivo, la Secretaría Nacional de Energía (SNE), junto con la Fundación Friedrich Eber Stiftung (FES Panamá), culminaron la formación de 39 jóvenes participantes de la Academia ODS7-2024, Programa de Liderazgo en Energía Sostenible, cuarta generación.

Tras su apertura el 19 de marzo pasado, la Academia ODS 7 tuvo su clausura este 1 de junio, con la graduación de los nuevos líderes en transición energética, quienes recibieron de manos de las autoridades organizadoras sus certificados que los acreditan para el desenvolvimiento profesional en sus ámbitos de trabajos. 

Durante las palabras de clausura la Secretaria de Energía, Rosilena Lindo R. resaltó el papel trascendental que tienen los jóvenes en la continuidad de la transición energética. Asimismo, Anastacio Rodríguez, director de proyectos sociopolíticos de FES Panamá, subrayó la importancia de seguir uniendo lazos para formar a más líderes juveniles por el bien de los países y del planeta.

Academia ODS7 brinda formación a jóvenes de entre 20 a 30 años de edad, la mayoría de Panamá, con la finalidad de empoderar al relevo generacional del país y garantizar la continuidad a futuro de las acciones de la transición energética sostenible, incluido el conocimiento de las políticas públicas y la implementación de la Agenda de Transición Energética nacional y regional.

La Academia ODS7 surge para generar un futuro más sustentable, donde la educación energética, ambiental y el liderazgo socio político vayan de la mano, destacó Anastacio Rodríguez, director de Proyectos Sociopolíticos de la Fundación Friedrich Ebert en Panamá.

La ceremonia de graduación, realizada en AES Panamá en Costa del Este, conllevó momentos especiales para celebrar los logros de los participantes y reconocer su compromiso con la sostenibilidad energética, así resultó con el panel: Creadores y Alumni de la Academia ODS7, moderado por la secretaria Lindo y con la participación del Ministro de Comercio e Industrias Jorge Rivera Staff (exsecretario de Energía); Jair Reyna, egresado de la Academia en 2021; Karen Marín, de la generación 2023; y Nathaly Torres de la generación 2024.

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Claudia Sheinbaum ganó las elecciones a la Presidencia de los Estados Unidos Mexicanos. De esta manera, se convierte en la primera mujer presidenta en los 203 años de la República.

Con una trayectoria política como secretaria de Medio Ambiente de la Ciudad de México (2000-2006) y jefa de Gobierno de la Ciudad de México (2018-2023), la candidata del oficialismo obtuvo la mayoría de votos en esta instancia nacional.

En palabras del presidente saliente Andrés Manuel López Obrador , aún a la espera de que el Instituto Nacional Electoral (INE) publique los resultados oficiales, sería “la presidenta posiblemente con más votos obtenidos en toda la historia de nuestro país”.

La sucesora de AMLO estuvo acompañada en este proceso democrático por la Coalición Morena, Partido del Trabajo y Partido Verde Ecologista de México, quienes celebraron su victoria en la noche del domingo 2 de junio, ante una multitud de ciudadanos en el zócalo de México.

En el ámbito académico, Sheinbaum cuenta con un marcado interés en la sostenibilidad energética. Licenciada en Física, con Máster en Ingeniería Energética y Doctorado en Ingeniería en Energía por la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM) ha desarrollado tres tesis vinculadas al estudio termodinámico de estufas de leña, la economía del uso eficiente de la energía eléctrica y tendencias de la energía residencial en México.

Durante campaña se refirió a su compromiso con la transición energética incluyendo para la mitigación de emisiones contaminantes el impulso a la movilidad eléctrica y paneles solares particularmente para las viviendas, mientras que en gran escala deslizó que en la matriz nacional apostaría a una base de ciclo combinado con gas natural acompañada de energías renovables.

Respecto a la participación de la iniciativa privada en el mercado eléctrico mayorista, la presidenta electa se pronunció a favor de un fortalecimiento de la empresa estatal que «de soberanía al sistema eléctrico» mientras se debatía por la Reforma de AMLO a la Ley de la Industria Eléctrica (LIE).

«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», declaró a inicio de este año 2024.

Aquello despertó críticas y cuestionamientos de diversas facciones asegurando que la propuesta del oficialismo iría en detrimento de la libre competencia y desincentivaría la participación de nuevos agentes en el mercado.

Avanzada la campaña, durante el segundo debate presidencial, la candidata por la Coalición Morena, Partido del Trabajo y Partido Verde Ecologista de México, reafirmó enfoque social de la política que persigue implementar en el sector energético.

“Vamos a avanzar en la transición energética al 2030 en un 50% eso lo dijo México en la última COP. Autos y transporte eléctrico, paneles solares particularmente para las viviendas en el norte del país y en el sur”, aseguró.

Su conocimiento en el tema se remonta a sus años de estudiante e investigadora en el Instituto de Ingeniería de la UNAM, en los cuales abordó como temáticas principales la energía y el cambio climático, incluyendo estudios sobre política y economía de la energía, el Modelo de Energía y Emisiones para México (MEEM), escenarios futuros de consumo y producción de energía y sus emisiones asociadas de GEI, entre otros (ver más).

En línea con aquello, señaló que en torno a la transición energética “hay que trabajar en dos sentidos. El primero tiene que ver con la mitigación de gases de efecto invernadero, eso significa reducir las emisiones que provocan el cambio climático; México tiene 1.8% de esas emisiones y ahí vamos a avanzar en la transición energética que ya lo voy a mencionar un poco más adelante. Por otro lado, la adaptación al cambio climático, que es parte de lo que ya se está trabajando y que ahora vamos a desarrollar también para que podamos atender la adaptación en términos del agua, en términos de la producción en el campo, en términos de la producción industrial”.

Repasando su trayectoria política, en el marco del segundo debate presidencial también trajo a colación los casos de éxito que implementó en Ciudad de México y que considera que podría replicar a nivel nacional.

“Estamos planteando en la transición energética, por supuesto, y como lo planteé tiene que ver con la mitigación de gases de efecto invernadero que provocan el cambio climático global. La única de los tres que ha hecho acciones para el desarrollo en una ciudad de energías renovables es su servidora cuando fui jefa de gobierno: todos los techos de la Central de Abasto tiene una planta solar de 19 MW, la más grande que haya en cualquier lugar del mundo, de igual manera reforestamos 34 millones de árboles (después voy a pasar a lo que se de reforestación por parte del Gobierno Federal) hicimos 17 parques, dos plantas recicladoras de basura, una planta piloto de basura orgánica que vamos a llevar a otros lugares del país inversión de alrededor de 20,000 millones y se hizo una reducción de 2.6 toneladas de CO2 mientras fui jefa de gobierno; es decir, ya lo hicimos y lo vamos a hacer a nivel nacional”.

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Como ya había anticipado este medio, registros de la semana del 14 de mayo, indicaron que para ese mes el nivel de aportes hídricos se ubicaron en un promedio de 300.04 GWh / día, permitiendo aumentar el volumen útil del embalse agregado nacional. 

Ante estas cifras, el Gobierno de Colombia aseguró que el sector energético superó la etapa más crítica del Fenómeno de El Niño 2023-2024 y que el estado actual del sistema no genera ninguna alarma.

No obstante, este año el fenómeno de «El Niño» generó una situación de estrés severo en el mercado debido a la reducción de la oferta de energía por la ausencia de lluvias y el incremento de la demanda de energía por las altas temperaturas que obligó a las autoridades a tomar medidas transitorias para garantizar el suministro eléctrico y evitar racionamientos de energía.

En exclusiva con Energía Estratégica, el director de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), Carlos Adrián Correa Flórez, hace un análisis detallado de la coyuntura y revela las lecciones aprendidas tras superar el fenómeno climático en pos de estar preparados para hacerle frente a los próximos periodos de estiaje que se vienen por delante.

Finalmente, se ha superado la etapa más crítica de El Niño. ¿Cuál es el balance de este periodo y cómo se preparan para la siguiente temporada de estiaje?

La gran enseñanza que nos dejó este fenómeno de El Niño es avanzar en la diversificación de nuestra matriz energética para reducir la dependencia hidroeléctrica a través de la adopción y penetración de energías renovables. Si seguimos así, el próximo fenómeno de “El Niño” nos puede poner en grandes aprietos. 

Esto se tuvo que haber hecho hace 15 años pero no se hizo y ahora nos toca acelerar la transición energética. Debemos replicar los esfuerzos para la adopción de este tipo de tecnologías.

Pudimos superar con éxito este fenómeno de El Niño que fue bastante atípico porque los fenómenos climáticos nos pusieron a prueba. En efecto, se calentaron los dos océanos lo cual nunca había sucedido y generó dificultad en los modelos para predecir. No obstante, toda la institucionalidad se puso en funcionamiento desde marzo del año pasado y pudimos sobrellevar este fenómeno de manera bastante efectiva, sin alcanzar alerta roja ni naranja. 

La preocupación es el próximo Niño: debemos llegar con una matriz energética muy diversificada para disminuir la dependencia de fuentes hidroeléctricas. Si en el mundo estamos pensando cómo disminuir las fuentes térmicas, Colombia no puede estar pensando en cómo ampliarlas.

¿Cómo se viene desarrollando el plan de asignación a la red eléctrica de renovables, en virtud de la Resolución 075?

 No estamos conformes con la 075 ya que no pudo resolver el problema de especulación alrededor de los puntos de conexión. Es muy crítico que no hayamos resuelto ese problema en un país que está buscando acelerar la transición energética. No fue por malas intenciones de quien elaboró la resolución en 2021, pero estamos en un escenario donde la 075 no permite desarrollar con celeridad los proyectos. 

Necesitamos que el proceso de asignación seleccione los proyectos que más beneficios traigan al sistema en el menor plazo posible y que se instalen donde el país lo necesita con las tecnologías que se necesitan. Solucionar los problemas en vez de aumentarlos. Hemos solicitado ajustes en esta resolución y que se generen mecanismos que aceleren la transición energética.

¿Cómo viene avanzando el plan de Transición Energética Justa? ¿Qué acciones se están haciendo para resolver la conflictividad de las comunidades para poder ejecutar obras en La Guajira?

Desde el 2022 estamos desarrollando este plan con La Guajira. La ANLA tiene una estrategia con profesionales que están en territorio negociando para cerrar las consultas previas.  Gracias a esa estrategia se ha generado una conversación mucho más fluida en la región y se han podido cerrar proyectos como el de Colectora.

También vienen avanzando los permisos para el licenciamiento y construcción de líneas para parques eólicos en la región. 

En efecto quiero aclarar que el plan de expansión de Colectora avanza con firmeza. El proyecto tiene dos tramos: Colectora Cuestecitas y el de Cuestecitas La Loma.  El de cuestecitas La Loma ya está en construcción con un 40% de avance y se están instalando las torres. La Colectora no está parada, está andando y se terminará en el segundo semestre del próximo año. 

En el otro tramo de Cuestecitas Colectora si estamos esperando el licenciamiento ambiental de ANLA y se supone que en las próximas semanas la entidad se va a pronunciar al respecto. Una vez que se tenga la licencia ambiental se demora 100 semanas en la construcción.

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La Secretaría de Energía de la Nación volvió a criticar el estado del sector eléctrico heredado y la “falta de inversión” por parte de las gestiones anteriores de gobierno, así como también los magros avances de la transición energética en Argentina. 

Mariela Beljansky, subsecretaria de Transición y Planeamiento Energético de la Nación, apuntó que el rubro energético (eléctrico y gasífero) se encuentra en una “situación crítica” producto de “muchos años de desinversión”. 

Pero planteó que desde la actual gestión trabajan “para ordenar y que el sector energético sea sustentable en su conjunto” y, por tal motivo, remarcó la importancia de lograr una mayor prosperidad en el modus operandi general de dicho rubro. 

“Requiere que empecemos a trabajar en sincerar tarifas, ya que si no se pone sobre la mesa que haya una sustentabilidad en la cadena de pagos, es difícil proponer crecimiento”, afirmó durante un evento. 

Estas declaraciones de la funcionaria llegaron pocos días después de que el ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, anunciara la total adhesión por parte de las empresas adeudas a la propuesta de recibir el pago mediante la emisión de bonos AE38, que cotiza al 50% de paridad.

Bono que vence dentro de 14 años, posee una tasa fija del 4,25% anual y cotiza al 50% de paridad (ver nota) y que se utilizará como herramienta para paliar la deuda que mantiene la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) con las generadoras de energía del país por las transacciones correspondientes a los meses de diciembre de 2023, enero y febrero de 2024. 

Deuda que oscila los $1.074.258.000.000 (alrededor de USD 1250 millones) según información oficial, pero que con la aplicación del Bono AE38 el monto final a emitir será de aproximadamente $600.000.000. 

Por otro lado, la subsecretaria de Transición y Planeamiento Energético de la Nación planteó la necesidad de que las inversiones en la industria energética comiencen de inmediato para volver a tener un sector con competencia, saneado en términos económicos, y en crecimiento. 

“Es el momento de apostar en Argentina. Desde el gobierno establecemos un montón de cambios en reglas para normalizar el funcionamiento, técnica y económicamente de un sector que estuvo fuertemente intervenido”, manifestó. 

“Si Argentina empieza a tener recuperación, también será fundamental que se haga mucha eficiencia energética y gestión de demanda, porque esperamos que haya mayor demanda industrial para producir bienes y servicios”, agregó.

Y si bien desde el gobierno subrayaron que buscan generar reglas de mercado para mayor certidumbre y desencadenar que el privado pueda celebrar contratos a largo plazo, desde la entrada en vigencia de la actual gestión aún oficialmente no se establecieron normativas para una mayor penetración renovable en la matriz y expansión de la red. 

Por ejemplo, el mercado de derechos de emisiones de gases de efecto invernadero (mediante el sistema de cap and trade) fue anunciado en el primer borrador del proyecto de Ley de Bases, pero finalmente no quedó en la versión definitiva que se debate en el Senado (ya con media sanción en Diputados), sino que podría salir como una resolución o decreto del Poder Ejecutivo. 

Y por el lado de la transmisión eléctrica en Argentina, la propia Beljansky anticipó en enero del corriente año que se instrumentarían mecanismos de iniciativa privada que procuren la inversión en un esquema de competencia internacional (ver nota). 

Mientras que a finales de abril confirmó que “en los próximos días” saldría una nueva resolución del gobierno que facilite inversiones privadas para el desarrollo y construcción de obras de transporte eléctrico en más de 132 kV; aunque dicha disposición aún no salió a la luz en el Boletín Oficial y el sector está a la espera de su publicación. 

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LONGi, fabricante en el top tres en producción de módulos fotovoltaicos a nivel mundial, cuenta con dos divisiones, una de generación distribuida donde ataca el mercado de sistemas comerciales e industriales, y en la otra cubren la parte utility scale.

Desde el Grupo de Negocios Utility, Danilo Pacavita, Product & Solution Manager Mexico & Caribbean de LONGi, destacó la motivación que tiene la empresa para ampliar sus negocios mientras reactiva la dinámica del mercado.

“Llevamos más o menos un periodo en México de 5 años donde no se han desarrollado proyectos o construido proyectos de una forma fuerte y la tecnología ha cambiado bastante”, advirtió Danilo Pacavita.

Por ello, del lado de LONGi lo que estarían buscando en este momento es introducir sus nuevos módulos que están basados en tecnología TOPCon y IBC Technology que están empezando a tener una buena acogida en México.

“Pronto lanzaremos módulos de hasta 24 % de eficiencia que, si vemos hace 5 años estábamos más o menos en el 17%, entonces se vuelve un factor principal para optimizar temas de costos de generación y optimización de los terrenos que se tienen destinados para el proyecto”, reveló el referente de LONGi durante el evento Future Energy Summit Mexico (FES Mexico).

Esta apuesta por aumentar la eficiencia del módulo estaría destinada a que los modelos de generación tengan números más óptimos en términos de performance ratio de la planta y menores pérdidas durante el periodo de vida útil del proyecto.

Más allá de la tecnología, Pacavita también puso el acento en la investigación y el estudio de cada proyecto para que haya un cierre financiero adecuado.

“Desde LONGi estamos aportando más allá que con tecnología de punta como TOPCon e IBC. Estamos apostando bastante al servicio que incluye análisis detallados de los modelos, incluso modelos financieros, que pueden llegar a impactar en el proyecto y cómo en números se demuestra lo bueno de implementar módulos de alta eficiencia viéndose reflejado de acuerdo al PPA que tiene cada uno de nuestros clientes”, aseguró el referente de LONGi en FES Mexico.

Considerando PPAs de 8 años, 10 años y hasta 15 años este especialista en utility reforzó la idea de que los clientes van a poder ver reflejada una mejor tasa interna de retorno cuando tomen una decisión informada sobre qué tipo de módulo implementar.

Este acompañamiento sería necesario en mercados como el mexicano que atravesaron una etapa de varios años con proyectos en stand by y sin subastas que motiven el desarrollo de proyectos de gran escala bancables a largo plazo.

“Lo que buscamos en este punto especialmente en la parte utility es asesorar al cliente que han pasado 4 o 5 años sin ese soporte fuerte de parte de las grandes marcas y lo que buscamos ahora es mostrarles a ustedes por ejemplo para los desarrollos en construcción que tengan de aquí a 1, 2, 3 o 4 años, qué tecnologías se están vendiendo, qué módulo pueden usar en este mercado, qué vamos a ver de acá a un año en desarrollo tecnológico, qué otras tecnologías vienen y actualizar un poco el mercado para que esos números en los modelos financieros cuadren un poco mejor y pues tengamos una optimización en los diseños de los proyectos”, finalizó Danilo Pacavita, Product & Solution Manager Mexico & Caribbean – Utility Business Group de LONGi.

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IMPSA ha completado con éxito su participación en el proyecto Dhakrani de Flovel Energy en India. Reconocida por su liderazgo en equipamiento hidroeléctrico a nivel mundial, la empresa ha desarrollado un innovador Cojinete de Empuje para turbinas hidráulicas de pequeño y mediano tamaño.

El Cojinete de Empuje, esencial para el funcionamiento óptimo de las turbinas hidráulicas, fue concebido desde cero por el equipo de IMPSA, incluyendo la ingeniería detallada de sus componentes clave.

El desafío de desarrollar un cojinete axial partido, por pedido del cliente, representa un hito en la trayectoria de la empresa, demostrando su capacidad de innovación y adaptación a las necesidades del mercado.

La exportación del conocimiento y la experiencia en proyectos de esta envergadura demuestra su contribución al desarrollo sostenible y la generación de energía limpia a escala internacional.

Con este hito tecnológico, IMPSA continúa marcando la pauta en la industria de energías renovables, impulsando la innovación y la excelencia en cada proyecto en el que participa.

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Perú atraviesa una situación complicada por la ralentización del crecimiento mundial, persistentes presiones inflacionarias y la reciente agudización de la conflictividad social a nivel nacional que ha incidido negativamente en diversos indicadores económicos.

En ese contexto, el Gobierno lanzó el plan “Con Punche Perú”, que comprende 19 medidas con un alto componente social y productivo, enfocado en la reactivación económica a nivel nacional y regional. Son medidas, en su mayoría de rápida implementación, por lo tanto, de rápido impacto, a fin de lograr la recuperación de los sectores afectados por temas de la coyuntura internacional y local, como el turismo, el comercio, la agricultura, entre otros.

En el marco de este plan, el ministro de Energía y Minas, Rómulo Mucho, se presentó el pasado martes a ante la comisión de Constitución del Congreso de la República para sustentar la urgente necesidad de que se apruebe la solicitud de facultades delegadas al Poder Ejecutivo, y revisar una serie de normativas con el fin de ayudar a contener el incremento de las tarifas eléctricas de millones de peruanos.

De las propuestas planteadas, existen tres leyes cuya modificación es fundamental para impulsar para el desarrollo y uso eficiente de los recursos energéticos en beneficio de todos los peruanos. Estas son:

1. Modificación de la Ley N 28832:

Esta revisión permitirá diversificar la matriz energética e impulsar inversiones en generación eléctrica a través de la energías renovables no convencionales como las fuentes solares y eólicas.

En efecto, el proyecto de ley propuesto por el Ministerio propone dos cambios fundamentales para el mercado eléctrico: separación de energía y potencia en los contratos de suministro y el establecimiento de bloques horarios al estilo chileno.

El objetivo de la ley es incrementar la competencia en la actividad de energía eléctrica y promover una mayor participación de energías renovables (solar, eólica) a fin de contar con energía eléctrica de menor costo y menos contaminante, lo que contribuirá a reducir las tarifas eléctricas.

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

2.Modificación de la ley de fomento de hidrogeno verde

La propuesta busca incentivar la producción de hidrogeno verde, en el marco del contexto mundial de transición energética post fósiles.

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.

No obstante, la regulación se aprobó a pesar de críticas de varios referentes del sector y autoridades políticas a la definición de hidrogeno verde utilizada, en la que se define a este como “un vector energético producido con tecnologías de bajas emisión de gases de infecto invernadero”.

En efecto, según algunos congresistas, representantes de la Asociación Peruana de Renovables (SPR)  y otros expertos para que el hidrógeno pueda ser catalogado como verde universalmente debe producirse a través de energía renovable, como la solar o eólica, que no tiene emisiones de gases de efecto invernadero.

Como ya había anticipado Energía Estratégica, desde el sector alertan que está definición podría traer problemas en la exportación del hidrogeno verde y sus derivados a futuros por no excluir a tecnologías como la biomasa o el bio gas y estandarizar el término a nivel internacional.

Por todo lo expuesto, Ministerio de Energía y Minas trabaja en modificarla a fin de evitar esos riesgos a nivel internacional y elaborar el texto de la mejor manera posible para mejorar la calidad de vida de la población como resultado de la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero. 

3. Modificación de la ley de manejo de la ley general de electrificación rural.

La iniciativa busca alcanzar el objetivo de cobertura electrica del 96% en la zona rural al año 2026. Asimismo, avanzar en la eliminación del suministro provisional colectivo de la venta en bloque.

Con estas tres propuestas, el ministerio busca impulsar el desarrollo eficiente de la energía eléctrica, promoviendo el uso de energías renovables no convencionales;  ir a la vanguardia y cumplir con los estándares internacionales en el camino a la transición energética post fósiles y mejorar la calidad de vida de miles de familias en zonas de difícil acceso al robustecer la seguridad energética.

La entrada Tres leyes que planea modificar Perú para el desarrollo y uso eficiente de recursos energéticos se publicó primero en Energía Estratégica.