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En el marco de la discusión general del proyecto de ley boletín Nº17.064-8 que amplía la cobertura del subsidio eléctrico, durante la mañana de este miércoles, el presidente de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), Sergio del Campo, presentó en la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados, un análisis detallado de los efectos que esta propuesta tendría en el mercado eléctrico, marcando la postura del gremio frente a varios puntos del proyecto impulsado por el Ejecutivo.

En primer lugar, el presidente destacó que la estimación de recaudación por concepto de IVA está subdimensionada en los cálculos del Ejecutivo. Según un estudio encargado por ACERA, los recursos potenciales derivados del aumento de recaudación de IVA por alza de tarifas eléctricas, que podrían destinarse al subsidio, serían considerablemente mayores. El Gobierno proyecta una recaudación anual de 80 millones de dólares, sin embargo, la metodología empleada no contempla el impacto que el subsidio tendría en el presupuesto de los hogares beneficiados. De acuerdo a los cálculos del estudio encargado a la consultora Vinken, asociada al Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Pontificia Universidad Católica de Chile, la recaudación real podría llegar hasta los 133 millones de dólares anuales, es decir, 53 millones adicionales, lo que plantea un escenario que permitiría aumentar la participación de los recursos fiscales para el financiamiento de los subsidios.

Asimismo, el presidente de ACERA advirtió que la implementación de la medida “Precio Preferente Pyme” generará perjuicios sobre los generadores con contratos de suministros de clientes regulados, quienes verán reducidos hasta 500 GWh/año de la energía que suministran. Esto pondría en riesgo el funcionamiento de las licitaciones del mercado regulado, ya que la expropiación de demanda propuesta, provocará un desbalance que impactará la estabilidad regulatoria y la certeza jurídica, pilares fundamentales para el desarrollo del sector eléctrico en Chile. Del Campo destacó que la percepción de riesgo aumentaría considerablemente, afectando la confianza de los inversionistas y, en consecuencia, incrementando los costos futuros de la energía.

Adicionalmente, el presidente del gremio se refirió a los impactos previstos para la medida “Cargo FET” a ser descontado de la compensación de precio estabilizado PMGD. “Resulta desproporcionado establecer un cargo del 35% de los ingresos a un segmento que representa menos del 9% de la capacidad instalada y apenas el 7,7% de la energía. En este sentido, las empresas PMGD están desempeñando un rol clave en la desconcentración del mercado energético, actuando como una plataforma inicial para inversionistas que luego avanzan hacia proyectos de mayor escala. La disminución de la competencia derivada de esta mayor incertidumbre representaría un retroceso significativo en los avances alcanzados en la última década”.

Finalmente, Sergio del Campo planteó reparos de carácter constitucional, argumentando que algunas de las medidas incluidas en el proyecto podrían ser vistas como expropiatorias, violando principios básicos de proporcionalidad e igualdad ante la ley. Este tipo de intervenciones, según explicó, no solo generan incertidumbre en el sector, sino que también ponen en riesgo inversiones actuales y futuras, afectando el desarrollo de la industria eléctrica.

ACERA reafirma su posición de que el subsidio debe ser financiado con recursos fiscales, y no con aportes del sector eléctrico, el cual ya ha enfrentado grandes desafíos por las políticas tarifarias de los últimos años. La congelación de tarifas entre 2019 y 2024 por parte del Estado es el origen del alza de precios que este subsidio pretende mitigar, pero las soluciones propuestas generan más problemas que beneficios a largo plazo. En este sentido, Del Campo abogó por la implementación de herramientas regulatorias más sostenibles que permitan una reducción efectiva de tarifas sin comprometer la estabilidad del sistema como por ejemplo fomentar la generación distribuida.

El proyecto de ley, en su forma actual, introduce riesgos regulatorios que ponen en jaque la viabilidad de las inversiones en el sector energético. Si no se ajustan estas medidas, las consecuencias serán evidentes: una menor competencia en el mercado y un aumento inevitable en los costos de la energía para todos los chilenos.

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La Comisión Nacional de Energía (CNE), en atención a sus atribuciones y por aprobación de su Directorio, emitió la Resolución CNE-AD-0005-2024, que modifica la anterior Resolución CNE-AD-0004-2023, estableciendo nuevas condiciones para la tramitación de concesiones de proyectos de generación eléctrica en régimen especial que integren sistemas de almacenamiento (BESS) a partir de fuentes de energías renovables variables (ERV).

Esta medida responde a la creciente necesidad de fortalecer la infraestructura de almacenamiento energético en la República Dominicana, en línea con la transición hacia un futuro más sostenible y una matriz eléctrica más robusta.

La nueva regulación tiene como principal objetivo asegurar que los proyectos de energía renovable con capacidades instaladas iguales o superiores a 20 MWac cuenten con sistemas de almacenamiento en baterías de al menos el 50% de su capacidad, con una duración mínima de cuatro horas.

El almacenamiento de energía es fundamental para compensar la variabilidad inherente a las fuentes renovables, como la solar, permitiendo acumular energía en periodos de alta generación y liberarla cuando la producción disminuye. Esto contribuye directamente a la estabilidad y confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), facilitando una mayor integración de energías renovables en el mercado eléctrico nacional.

Puntos clave de la resolución

Uno de los aspectos más destacados de la resolución es la imposición de requisitos de almacenamiento para los proyectos de energía renovable. Los proyectos con capacidades instaladas entre 20 MWac y 200 MWac deberán integrar al menos el 50% de su capacidad en sistemas de almacenamiento con baterías (BESS).

Para los proyectos con una capacidad instalada superior a 200 MWac, la CNE realizará evaluaciones técnicas previas. Estas evaluaciones se llevarán a cabo con el fin de garantizar la viabilidad y el impacto positivo de estos grandes proyectos en la seguridad del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI). Esto asegura que solo los proyectos técnicamente idóneos puedan desarrollarse, manteniendo la integridad y estabilidad del sistema eléctrico.

Otro punto clave de la resolución es la regulación de las empresas vinculadas. La CNE tendrá la facultad de rechazar solicitudes o exigir la presentación conjunta de proyectos que provengan de empresas vinculadas que pretendan utilizar un mismo punto de inyección de energía. Esta medida se toma en conformidad con la normativa vigente y busca evitar la concentración excesiva en determinados puntos de la red eléctrica, promoviendo una distribución más equitativa y eficiente de la generación energética.

La resolución CNE-AD-0005-2024 refuerza el compromiso del gobierno dominicano con el desarrollo sostenible y la reducción de la dependencia de combustibles fósiles, creando un entorno favorable para la inversión en energías renovables.

Con este nuevo marco regulatorio, la República Dominicana se posiciona como líder regional en transición energética, promoviendo la adopción de tecnologías limpias y sistemas de almacenamiento avanzados para garantizar la estabilidad del sistema eléctrico nacional.

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México ha dado un nuevo paso hacia el fortalecimiento de su sector eléctrico con la reciente aprobación de las Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACGs) para la integración de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica al Sistema Eléctrico Nacional. La Comisión Reguladora de Energía (CRE) avaló estas bases por unanimidad, lo que marca un hito regulatorio para la industria que llevaba años esperándola.

Gilberto Sánchez Nogueira, vicepresidente del Consejo Directivo de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), calificó este avance como un paso fundamental para brindar confianza a los inversionistas.

“Considero que es muy importante tener regulación que dé certeza a las inversiones. La Ley de la Industria Eléctrica se publicó en 2014 y no habíamos tenido alguna regulación específica en materia de almacenamiento en más de una década”, introdujo el referente de ANES en entrevista con Energía Estratégica.

El contexto de esta aprobación no es menor, pues se enmarca en un entorno de cambios políticos y regulatorios en el país. Según Gilberto Sánchez Nogueira, la resolución de la CRE se dio en un momento clave, considerando la conclusión del periodo de gobierno de AMLO, la llegada de la administración de Claudia Sheinbaum y la posible reforma de facultades del órgano de gobierno regulador del sector energético.

“Estos tres escenarios marcaron el momento ideal para aprobarla. Era necesario generar un documento regulatorio que dé certeza”, insistió. Y, aunque indicó que aún resta que se publique en el Diario Oficial de la Federación para entrar en vigencia, confió en que esto podría concretarse antes de finalizar octubre para empezar a activar al mercado con inversiones en proyectos bajo las distintas aplicaciones de almacenamiento que plantea la regulación.

De acuerdo con Sánchez Nogueira, estas DACGs ayudarán a fortalecer la confiabilidad y continuidad del sistema eléctrico con la integración de energías renovables, a un mejor control de la demanda del lado de los usuarios y a transitar hacia una red eléctrica inteligente.

En cuanto a las contribuciones de la ANES a este proceso, su vicepresidente señaló que, aunque no pudieron participar en las mesas de trabajo iniciales por cuestiones de agenda, la asociación se involucró activamente durante la fase de consulta pública. “Vertimos una serie de comentarios tratando de proponer una mejora regulatoria. Algunos fueron bien recibidos, otros no, pero así es el proceso”, mencionó.

Un detalle a considerar es que este documento regulatorio es solo el inicio para sentar las bases del almacenamiento de energía. La asociación espera que se avance en la elaboración de una Norma Oficial Mexicana para equipos de almacenamiento de energía y acompañen otras regulaciones complementarias.

“Solemos ser muy renuentes a que llegue regulación nueva porque nos genera nuevos paradigmas y cambios pero yo quisiera abonar con que tenemos que estar abiertos a que llegue más regulación que nos dé certeza, eso al final del día nos beneficia a todos”, afirmó.

Con este hito, México reafirma su compromiso de avanzar en la incorporación almacenamiento al sistema eléctrico, generando las condiciones para un crecimiento más eficiente y sostenible del sector energético que podrá ser aprovechado para un mayor despliegue del parque de generación renovable variable, como la energía solar fotovoltaica.

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La Secretaría de Energía de Argentina está próxima a poner en marcha el “Programa de Emergencia Verano 2024/2025” con la finalidad de evitar reducir la crítica condición de abastecimiento de energía para el verano 2024/2025. 

Entre esas medidas el gobierno prevé resoluciones para mitigar la crisis del sistema eléctrico ante la falta de reservas de potencia y en expandir las redes de transmisión a nivel nacional, ya sea a través de nuevas licitaciones como mediante la aceleración de las obras de transporte eléctrico en alta tensión y por distribución troncal que se encuentren con un avance igual o superior al 80%. 

“Trabajamos y planificamos la condición de abastecimiento energético del verano 2024-2025, más la del invierno próximo y el siguiente verano, porque debemos entender que ninguna obra de infraestructura eléctrica estará lista antes del verano 2025-2026”, reconoció Mariela Beljansky, subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético de la Nación. 

“Hay una resolución que esperábamos que saliese la semana del 23 al 27 de septiembre, pero seguramente se publique a comienzos de esta semana, dando incentivos señales de mercado con medidas en los sectores de generación, transporte, distribución y demanda”, agregó durante el evento “Seminario nórdico de negocios”. 

La funcionaria también vaticinó que se pondrá a disposición del sector energético el mercado de capitales a partir de un acuerdo con el Banco de Valores, considerando que muchas de las compañías que invirtieron en renovables ya se vincularon con dicha entidad en anteriores licitaciones. 

Mientras que para aquellas obras líneas de transmisión desvinculadas del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), la funcionaria reconoció que será necesario una regulación por parte de la Secretaría de Energía para “asimilar que tengan derecho a la servidumbre de electroducto porque no es para un servicio público, sino para abastecer a un proyecto minero”. 

Es decir que la actual gestión de gobierno podría dar continuidad a dos mecanismos que hoy en día ya están en marcha, tal como la presentación a inversiones en redes de transmisión en el MATER junto a proyectos de generación o una nueva etapa tras conocerse que CAMMESA recibió 20 manifestaciones de interés para gestionar y financiar ampliaciones del sistema de transporte de energía eléctrica en alta tensión.

Justamente, del total de esas MDI, una corresponde exclusivamente a ampliación del transporte y cuatro para concretar aportes económicos para la construcción de líneas para el abastecimiento de explotaciones mineras ubicadas en zonas aisladas de la red; en tanto que las MDI que también contemplan parques renovables conforman el grueso de ese llamado.

Mientras que el MATER permite que los proyectos que soliciten prioridad de despacho en el MEM también puedan incluir inversiones en la expansión de las redes de transmisión eléctrica nacional. 

Aunque también es preciso recordar que no es la primera vez en el año que la subsecretaria de Transición y Planeamiento Energético de la Nación mencionó el trabajo sobre las nuevas reglas de juego que faciliten el desarrollo de las obras en más de 132 kV. 

Sino que es un tema abordado desde enero del presente año, a tal punto que fue uno de los principales puntos mencionados en la tercera audiencia pública sobre aumentos de tarifas de gas y electricidad (ver nota); como también en mayo cuando anticipó una normativa al respecto durante un evento (ver nota). Aunque desde aquel entonces a la fecha no se realizó ninguna publicación oficial de la resolución gubernamental. 

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El sector de generación distribuida en Panamá está en plena expansión y se espera que 2024 sea un año récord. Con un acumulado histórico de 112,78 MW hasta abril de 2024 y un incremento de 12,31 MW en los primeros cuatro meses del año, el crecimiento mantiene un ritmo sostenido.

Carlo Francesco Melillo, Country Manager para Panamá y Centroamérica en Amara NZero, resalta que este es un momento crucial para la consolidación de este segmento del mercado.

“Definitivamente, este va a ser el año donde Panamá va a romper récords en generación distribuida”, afirmó Carlo Melillo durante una entrevista con Energía Estratégica.

El ejecutivo subrayó que, tras el récord de adición de 32,58 MW alcanzado en el año 2023, se espera cerrar este 2024 superando esa cifra. Sin embargo, reconoció que alcanzar los 200 MW es un objetivo ambicioso aún: “Estimaría yo un número más cercano a 150 MW. En 2025, seguramente podamos llegar a los 200 MW”.

El avance de la generación distribuida será catalizado en los próximos años por la implementación de la Estrategia Nacional de Generación Distribuida (ENGED), la cual prevé alcanzar 1700 MW de capacidad instalada de autoconsumo renovable para 2030. Este objetivo ha creado un gran horizonte de negocios para distribuidores de soluciones energéticas como Amara NZero, que ha experimentado un crecimiento sostenido de entre 50% y 100% mensual desde su llegada.

Entre los factores que han facilitado este despegue se encuentra la eliminación del impuesto selectivo al consumo (ISC) en componentes de energía solar. Al respecto, Melillo explicó que, aunque el impacto directo sobre el costo final de las instalaciones no es significativo, los instaladores han podido ofrecer propuestas más competitivas a los consumidores finales.

“El ISC no está resonando como un descuento… pero sí se ve reflejado el impacto que éste está teniendo. A pesar de que es una cifra que no repercute excesivamente el costo final, cada grano de arena suma a esta cadena de valor”, aseguró.

El Country Manager para Panamá y Centroamérica en Amara NZero subrayó que este tipo de beneficios fiscales y los avances en el marco regulatorio han permitido que el mercado solar de Panamá madure a un ritmo acelerado. “Estamos saliendo de la zona de inmadurez de la generación distribuida a una zona más madura con un poco más de mercado y participación”, señaló.

Además, observó que la reducción de costos ha contribuido a que el retorno de inversión en proyectos solares haya disminuido de seis o cinco años a plazos de tres o tres años y medio.

Con la entrada de la nueva administración de gobierno, el referente empresario sugirió que la autoridad encomiende a las distribuidoras energéticas ampliar el porcentaje de inyección de energía, se continúen impulsando políticas de incentivos para la adopción de nuevas tecnologías y se promueva el reciclado de productos como paneles solares y cables fotovoltaicos, los cuales contienen componentes que pueden ser reutilizados:

“Estoy totalmente convencido de que el que lo haga debe tener una remuneración o un incentivo por hacerlo”, argumentó, insistiendo en la necesidad de una estrategia integral que garantice la sostenibilidad del sector.

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La situación de las tarifas energéticas en Chile ha sido uno de los grandes debates a lo largo de las últimas semanas, producto del proyecto de ley elevado por el Ministerio de Energía para ampliar la cobertura del subsidio eléctrico, entre los cuales se prevé que los PMGD aporten para tal subvención y ayuden a la disminución de la tarifa de los clientes eléctricos. 

Bajo ese contexto, la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (ACENOR) presentó una serie de propuestas para mitigar los costos del sistema eléctrico del país y materializar una reducción de las cuentas de los usuarios finales. 

“Tenemos oportunidades de mejora en los costos de transmisión, dado que crecieron cerca del 30% en dólares en cuatro años, con planes de expansión a un promedio de USD 600 millones por año que intentan impulsar una mayor capacidad de transmisión; pero eso lo paga el cliente final”, indicó Javier Bustos, director ejecutivo de ACENOR. 

“Pero si asignamos parte de los costos de transmisión a la generación, su desarrollo será más eficiente, y se podrá contener el alza de costos que implica la nueva infraestructura de transporte de la energía”, añadió en conversación con Energía Estratégica. 

Puntualmente, el gremio recientemente dio a conocer que, a nivel internacional, Chile tiene costos totales de suministro eléctrico 70% más altos que en Perú, 13% más que en Francia, 8% más que en Alemania y 5% más que en España.

Y en este contexto, se observa que el costo total de suministro de electricidad en Chile (energía, potencia y cargos sistémicos, sin considerar el pago de redes de transmisión y distribución) pasó de 63 USD/MWh en 2020 a llegar a un máximo de 183 USD/MWh en julio de 2022. Desde julio 2023 ha convergido a niveles de 80 USD/MWh.

De tal manera que, según datos de ACENOR, el precio final a cliente libres promediaba 87 USD/MWh en 2020, llegó a un máximo de 124 USD/MWh en febrero de 2023 y durante el 2024 se encuentra en 112 USD/MWh, lo que resultó en un incremento de 26% en 4 años.

Cabe recordar que cerca del 70% de los clientes libres encuestados por la consultora In-Data y cuyos resultados fueron dados a conocer en el Evento Anual de ACENOR, ya tienen contratos renovables; y dentro de ellos, el 80% poseen medios de certificación correspondientes. Sumado a que cada vez más usuarios avanzan en la instalación de sistemas de autoconsumo y almacenamiento de energía.

Bustos de ACENOR: “Prácticamente todos los clientes libres están buscando contratos renovables”

Pero más allá de ello, la asociación remarcó la necesidad de modificar el período de control de punta para el pago de potencia, de seis a cuatro meses, en pos de evitar la reducción de la producción que realizan las empresas o el uso de la generación con diésel por parte del sector industrial. 

“Los seis meses son un rezago histórico de cuando el año hidrológico partía en abril, pero el sistema eléctrico chileno no es 70% hidroeléctrico como en su momento y abril y septiembre son meses donde no hay demandas máximas importantes por las cuales haya que cobrar un extra al consumo en el horario de punta”, manifestó Bustos.

“La suma de cargos representa una mochila cada vez más pesada para los clientes, pero todos los actores del sistema, no sólo los clientes, deben contribuir en forma eficiente al funcionamiento de sistema eléctrico. La transición energética tiene la virtud de avanzar en un costo de energía más competitivo, aunque no debemos olvidar el precio final de las cuentas. Podemos volver a ver precios competitivos como hace cuatro o cinco años atrás, pero las diferencias están dadas principalmente en el aumento en el pago de cargos sistémicos y de la transmisión”, subrayó. 

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La Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER) ha presentado hoy una actualización clave de su Estrategia para la Transición Energética en Guatemala. Esta actualización reitera que la mejor alternativa para garantizar un futuro energético seguro y sostenible para el país radica en la integración prioritaria de fuentes renovables dentro de la matriz de generación eléctrica.

“En un momento crucial para el sector eléctrico guatemalteco, AGER hace un llamado a las autoridades, inversionistas y todos los actores del sector para tomar decisiones estratégicas que impulsen la adopción de energías renovables. Esta estrategia, es el resultado de estudios exhaustivos y un análisis de proyecciones a largo plazo, en la que se reafirma que Guatemala cuenta con el potencial necesario para satisfacer la creciente demanda energética, alcanzar el 80% de generación renovable y consolidarse como un líder en energía sostenible en la región”, afirmó Rudolf Jacobs, presidente de Junta Directiva de AGER.

“La situación actual del sector eléctrico demanda acciones inmediatas y concretas. El país no solo debe atender la creciente demanda interna, sino también aprovechar el momento histórico que presenta la licitación PEG-5, la más grande de su historia, para atraer inversiones en energías limpias y tecnologías sostenibles,” afirmó Astrid Perdomo, Directora Ejecutiva de AGER. El documento presentado por AGER destaca que las energías renovables, como la hidroeléctrica, la solar, la eólica y la geotérmica, no solo son más eficientes a largo plazo, sino que también proporcionan estabilidad en las tarifas eléctricas y reducen la dependencia de combustibles fósiles.

Estas fuentes ofrecen una solución viable y económica frente a las tecnologías no renovables, cuya volatilidad en los costos de combustibles internacionales representa un desafío para la seguridad energética del país. Según las proyecciones de AGER, la falta de inversión en nuevas plantas de generación podría desencadenar una crisis energética a mediano plazo, elevando los costos del mercado y amenazando con un déficit en el suministro de electricidad para el año 2027. Sin embargo, los estudios muestran que al aumentar la participación de energías renovables en la matriz eléctrica, se puede reducir este riesgo y garantizar un suministro seguro y accesible para todos los guatemaltecos. Se debe mantener la confianza de inversión en el país, creando las condiciones propicias para el desarrollo de plantas de generación de todo tipo.

Guatemala cuenta con un potencial del 88 % de generación de energía a partir de fuentes renovables, una oportunidad que, si se aprovecha correctamente, puede transformar al país en un exportador clave de energía limpia en la región centroamericana y México. AGER insiste en que este es el momento para actuar de manera decisiva y congruente, acelerando la inversión en infraestructura de transmisión y generación renovable.

La actualización de la estrategia también destaca la importancia de modernizar el sistema eléctrico, haciéndolo más flexible y eficiente. Se subraya que la expansión urgente de las redes de transmisión y el desarrollo de tecnologías de almacenamiento de energía son componentes clave para garantizar la transición hacia una matriz energética sostenible y competitiva.

AGER insta a las autoridades y al sector privado a trabajar de manera conjunta en la implementación de esta estrategia. El éxito de la transición energética en Guatemala dependerá de un compromiso interinstitucional, con acciones concretas, coordinación y liderazgo firme y de una visión a largo plazo que permita no solo alcanzar las metas energéticas del país, sino también asegurar un futuro próspero y sostenible para las generaciones venideras.

Altas expectativas de generadores renovables por la Licitación PEG-5 y el rol del almacenamiento en Guatemala

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Seraphim, un fabricante líder mundial de productos solares firmó recientemente un acuerdo de distribución de módulos de 50 MW con Enerpoint, un distribuidor muy respetado en México. La colaboración aprovecha al máximo sus respectivas fortalezas en el campo fotovoltaico (PV) y refuerza el desarrollo del mercado fotovoltaico en la región.

En virtud de este acuerdo, Enerpoint importará y distribuirá un total de 50 megavatios (MW) de módulos de celdas rectangulares de 610 W N-TOPCon y módulos bifaciales de 710 W HJT de Seraphim, que son opciones perfectas para proyectos solares comerciales e industriales a gran escala.

Con una tecnología de celdas innovadora y de múltiples barras colectoras delgadas, estos módulos no solo ofrecen pérdidas de energía reducidas y una bifacialidad del 80 % ± 5 %, sino también una utilización mejorada del espacio del contenedor de hasta el 99%, lo que reduce significativamente los costos logísticos y mejora el retorno de la inversión.

“Seraphim tiene una trayectoria comprobada en la industria de innovación tecnológica continua, alta calidad y productos confiables, lo que lo convierte en uno de los proveedores de energía fotovoltaica más confiables de la región y del mundo”, afirmó Miguel Rodríguez Torres, director ejecutivo de Enerpoint. Continuó: “Con el mercado solar global avanzando rápidamente hacia una nueva era, Enerpoint tiene el privilegio de asociarse con Seraphim para contribuir a la transición energética de México”.

“Es un honor para Seraphim establecer la cooperación y la firma de este acuerdo, marca una asociación más estable entre nosotros”, comentó Insan Boy, vicepresidente de ventas globales de Seraphim. “Esperamos futuros esfuerzos de colaboración entre ambas partes para promover el desarrollo del mercado fotovoltaico mexicano e impulsar la popularización y aplicación de la nueva energía fotovoltaica”.

El mercado fotovoltaico de México tiene un potencial significativo debido a sus abundantes recursos solares, lo que ofrece un panorama prometedor para el crecimiento. Como innovador en el sector solar, Seraphim ha entregado productos confiables y de alta eficiencia y servicios excepcionales a los clientes locales durante muchos años. Manteniendo los valores fundamentales de «Cambiar el futuro hacia un mundo mejor», Seraphim continuará impulsando la transformación de la energía sustentable y contribuyendo al progreso de México en el sector de la energía renovable.

Acerca de Seraphim Energy Group

Desde su fundación en 2011, Seraphim ha logrado hitos importantes en producción, I+D e innovación tecnológica. Para 2024, la capacidad de producción global de Seraphim alcanzó los 13 GW, lo que le valió la distinción de fabricante de primer nivel de BNEF durante 10 años consecutivos y la distinción de mejor desempeño de PVEL cinco veces. Los productos de Seraphim han demostrado un excelente desempeño en diversas condiciones naturales en más de 120 países y regiones.

Acerca de Enerpoint

Desde su fundación en 2019, Enerpoint es una respetada empresa de soluciones energéticas, se consolidó como un proveedor importante de soluciones fotovoltaicas en México. Con amplios canales de venta y un profundo conocimiento del mercado, además de especializarse en la distribución de energía renovable en sus ocho Centros de Distribución en México ubicados en CDMX, Guadalajara, León, Puerto Vallarta, Aguascalientes, Torreón, Morelia y Tepatitlán, Enerpoint se compromete a proporcionar a los clientes soluciones fotovoltaicas de alta calidad que satisfagan las necesidades cambiantes de los mercados mexicano y latinoamericano.

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La licitación PEG-5 podría convertirse en un punto de inflexión para el desarrollo del sector energético en Guatemala. Este proceso promete ser la mayor licitación en la historia del país, con la contratación de entre 1200 MW y 1500 MW, de acuerdo con lo señalado por las autoridades locales.

Alejandra Maldonado, profesional experta en comercialización de energía, consideró que la capacidad de contratación prevista para la PEG-5, comparada con su predecesora la PEG-4, podría producir cambios favorables en el mercado.

“Definitivamente, la PEG-5, generará un impacto positivo en el mercado”, aseguró Alejandra Maldonado en conversación con Energía Estratégica.

No obstante, la ejecutiva comercial aclaró que los resultados obtenidos de licitaciones de largo plazo, no suelen modificar directamente las condiciones de las transacciones entre privados. “Los resultados de la Licitación PEG-4 no repercutieron de forma inmediata a la comercializadora durante los procesos de renovación, seguramente en el futuro lo harán”, mencionó la especialista. Esto se debe a que estos procesos competitivos están más orientados a cubrir la demanda regulada que a influir directamente en el mercado de contratos entre privados.

Ahora bien, una vez que entren en operación tanto los proyectos adjudicados de la PEG-4 como los de la PEG-5, el beneficio no solo se reflejaría en la demanda regulada, sino también en las transacciones comerciales entre privados, quienes aprovecharían los excedentes de energía.

“Se espera que, con la entrada de nuevos proyectos, que reduzcan la necesidad de utilizar tecnologías más costosas, el precio spot tenga cierta estabilidad”, mencionó Maldonado, quien además tiene expertise en el mercado como analista de proyectos de energía.

Aquel no sería el único efecto positivo de aumentar el parque de generación. Primeramente, la entrada de proyectos de gran escala a partir de la PEG-5 aliviaría la actual escasez de energía y potencia en el país. Al respecto, la ejecutiva observó que “estamos atravesando un período de escasez de energía y ahora también enfrentamos una falta de potencia” y comentó:
“En años anteriores, las comercializadoras no tenían problema al buscar potencia en el mercado para cubrir Demanda Firme, no siempre se encontraba energía pero al estar cubiertos con potencia, se cumplía con la normativa; sin embargo, en la actualidad nos enfrentamos al gran problema de déficit tanto de energía como de potencia”, resaltó la analista de proyectos de energía y experta en comercialización.

La licitación PEG-5 es vista como una oportunidad para aportar una mayor firmeza al sistema eléctrico, especialmente ante la creciente participación de renovables en la matriz energética del país.

“Definitivamente creo que la incorporación de más energía renovable nos ayudará, como país, a reducir nuestra huella de carbono. Sin embargo, también necesitamos firmeza, y es aquí donde el almacenamiento de energía juega un papel crucial para complementar”, añadió Alejandra Maldonado.

En este sentido, el almacenamiento de energía podría ser una solución para enfrentar la intermitencia de las fuentes renovables y asegurar la estabilidad de la oferta, aunque su implementación aún presentaría desafíos regulatorios y económicos, según la óptica de Maldonado.

Dicho esto, la licitación PEG-5 no solo podría apuntar a solucionar el déficit de potencia y energía en el mercado, sino que podría estimular la inversión en tecnologías de almacenamiento, proporcionando una vía para que Guatemala afronte los desafíos de una transición energética hacia fuentes renovables.

La esperada entrada de los proyectos adjudicados a mediano plazo no solo aliviaría la presión del mercado de oportunidad, sino que también abriría una nueva etapa para la comercialización de energía entre privados, aportando más estabilidad al precio spot y dinamizando el mercado mayorista en su conjunto.

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La Climate Week New York 2024 se centró en diez temas, destacándose como prioritarios la energía, la justicia ambiental y la política. José Raúl Mulino, presidente de la República de Panamá participó de esta edición. “Un futuro verde, mejor y más seguro” fue la consigna de su discurso durante la denominada Cumbre del Futuro. 

“Las decisiones que tomemos o dejemos de tomar hoy pueden hacer que retrocedamos aún más o que avancemos hacia un futuro más verde, mejor y más seguro”, introdujo el pdte. Mulino como orador en la sesión plenaria. 

“Por este motivo, no podemos hablar de Cumbre del Futuro, ni de los documentos que de ella emanan, sin mencionar nuestra agenda común del secretario general de UN, que actúa como un mecanismo para acelerar la implementación de los acuerdos existentes, incluidos los Objetivos de Desarrollo Sostenible”, añadió. 

De allí que, como representante de Panamá, haya adherido al Pacto por el Futuro, la Declaración de las Generaciones Futuras y el Pacto Digital Mundial. “Estos documentos contienen el ideal para el bienestar de la humanidad a largo plazo”, expresó.

Siguiendo las instrucciones del presidente, la delegación de Panamá asistió a una serie de foros para contribuir al debate en torno a estos temas. Entre ellos, Juan Carlos Navarro, ministro de Ambiente de Panamá, asistió a cumbres como “High Ambition for the High Seas”,  «Addressing Transformative Change as part of the United Nations 2030 Agenda», «Faith for Our Planet», entre otras. 

Y, en el marco del programa “Nasdaq Trade Talks”, realizado durante la Climate Week NY, expresó: “A pesar de las promesas, necesitamos acciones concretas para enfrentar el cambio climático, empezando con energías limpias y una economía verde”.   

“Las alianzas con el sector privado son clave para aprovechar oportunidades en inteligencia artificial, energía solar y movilidad eléctrica”, agregó en su cuenta en X, señalando el gran potencial del mercado panameño en tres industrias globales en ascenso. 

En exclusiva para Energía Estratégica, el ministro de Ambiente de Panamá precisó: 

“El gobierno del presidente Mulino tiene como prioridad la conservación del patrimonio natural panameño y el impulso de las energías limpias, como pasos concretos para enfrentar el fenómeno global del cambio climático”.

Y confió: “Por mandato del presidente, esperamos impulsar un verdadero desarrollo sostenible en alianza con el sector privado para generar empleo e inversión en armonía con la naturaleza”. 

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El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil abrió una consulta pública hasta el 28 de octubre para definir los lineamientos para la realización de la 1° subasta para la contratación de energía eléctrica proveniente de sistemas de almacenamiento de energía en baterías del país. 

La convocatoria se denominaría “Subasta de capacidad de reserva –  LRCAP Almacenamiento” y la ordenanza N° 812 / 2024 plantea que se llevaría a cabo en junio de 2025; mientras que el inicio del suministro está previsto para julio de 2029 por un contrato a 10 años. 

Esto confirma las intenciones del titular de la cartera energética del país, Alexandre Silveira, quien había anticipado la preparación de la licitación donde podrán participar los sistemas de storage con baterías y las hidroeléctricas reversibles. 

Además, representaría cambios estructurales ya que el país todavía no había incorporado a las baterías como tecnología posible de participar en subastas de esta índole, a pesar que este año se esperaba su participación tras la última consulta pública donde el 15% de las observaciones fueron sobre el storage. 

Los proyectos contratados en el LRCAP Almacenamiento 2025 deberán negociar la disponibilidad de energía en forma de potencia (al menos 30 MW), y el compromiso de entregar la máxima disponibilidad de energía será igual a 4 horas diarias, definidas por el ONS durante la etapa de programación diaria o de operación en tiempo real, garantizando el tiempo de recarga del proyecto. 

Además, se prevé que, debido a la disponibilidad de la potencia contratada, el titular del proyecto tendrá derecho a un ingreso fijo (R$/año), a pagar en doce cuotas mensuales, que podrá reducirse según el cálculo del desempeño operacional de los meses anteriores.

Y cabe recordar que tanto el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) y la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) incluyeron las regulaciones para el almacenamiento en su agenda del cierre del 2024 o comienzos del 2025, con foco puesto en los requisitos de conexión al Sistema Interconectado Nacional (SIN), procesos de integración y las reglas de planificación, programación, operación en tiempo real y post-operación. 

Por lo que las observaciones recibidas por el MME en la consulta pública podría colaborar tanto a la propia subasta de capacidad como a las regulaciones y condiciones necesarias para la inserción de las baterías a gran escala en el sistema eléctrico de Brasil, lo que ayudaría a reducir el uso de termoeléctricas fósiles de emergencia y salvar embalses hidroeléctricos.

“El almacenamiento de energía eléctrica puede ayudar a reforzar estructuralmente la seguridad del sistema eléctrico brasileño. Además, se pueden combinar con fuentes solares, para brindar a los consumidores más independencia, autonomía, versatilidad y control sobre su uso de electricidad”, explicó Rodrigo Sauaia, director general de la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR).

“Sólo en septiembre de este año, el Índice Nacional Amplio de Precios al Consumidor (IPCA) registró un aumento del 0,84% en el precio de la electricidad, debido al uso de más termoeléctricas fósiles de emergencia, siendo el principal factor del aumento del índice. en el período. Por lo tanto, la inclusión de las baterías en la subasta de reserva de capacidad allana el camino para que Brasil avance, con más fuerza, en la transición energética y en la descarbonización de las actividades económicas en los sectores productivos, haciendo uso de soluciones más sostenibles, seguras y competitivo”, concluyó Ronaldo Koloszuk, presidente del Consejo de Administración de ABSOLAR

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Desde la reforma energética del 2013, México ha tratado de combatir la tendencia a la baja en la producción de hidrocarburos. Sin embargo, según Paul Alejandro Sánchez, analista del sector energético, a pesar de los esfuerzos por atraer inversión privada entre 2014 y 2018, el cambio de enfoque bajo la administración de AMLO detuvo este avance.

Paul Sánchez recordó que la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) dejó en pausa las rondas petroleras antes de la toma de protesta del pasado presidente, pero no se enviaron nuevas propuestas y todo se centró en asignaciones directas a PEMEX, limitando la capacidad de desarrollo.

Esta concentración de operaciones en una sola empresa ha llevado a que la producción continúe cayendo. “Aunque PEMEX ha invertido, trabajado nuevos campos e incluido los condensados, la producción no deja de caer”, comentó Sánchez . La producción que en el inicio del sexenio de AMLO era de 1.8 millones de barriles diarios, hoy se encuentra en 1.4 millones, muy lejos de la meta inicial de su gobierno de alcanzar 2.5 o hasta 3 millones de barriles diarios hacia el final de su mandato.

Este panorama refleja las limitaciones de la inversión pública para aumentar la producción. Desde su experiencia, el analista consultado considera que el país necesita un enfoque de contratos múltiples y pequeños que permita a diversas empresas desarrollar los recursos reales de México, que se encuentran principalmente en el noreste del país y requieren técnicas como el fracking. Sin embargo, el gobierno saliente ha mostrado una postura renuente a aplicar esta tecnología, lo que ha reducido las perspectivas de crecimiento a largo plazo.

Respecto a las proyecciones futuras, Sánchez no espera un cambio radical en la estrategia de la actual administración. “El nuevo director de PEMEX y la presidenta de México han indicado que se va a continuar en la misma línea: se va a desarrollar a través de PEMEX y no habrá rondas, pero lo que pudiera haber serían contratos incentivados”, afirma. No obstante, esto no parece suficiente para revertir la tendencia. “Podríamos reducir otra vez la perspectiva de largo plazo y le añado el hecho de que no tenemos una tasa de restitución de reservas adecuada”, advierte. Según el analista, la tasa de restitución de reservas de gas natural y de líquidos de hidrocarburos se encuentra muy por debajo de lo esperado, lo que deja a México con una ventana de 8 a 10 años antes de llegar a niveles mínimos de producción.

En este contexto, el anuncio de Víctor Rodríguez Padilla como director general de PEMEX incluyó una mención sobre la diversificación hacia la generación eléctrica con energía solar, eólica y el desarrollo de hidrógeno verde. Al respecto, Sánchez observó que si bien PEMEX podría estar preparándose para una mayor electrificación de las industrias, esta transición no sería inmediata. “Si continúa la caída de hidrocarburos, México se vería forzado a irse hacia la electrificación y pudiera tener sentido, pero eso no implica que tengamos la capacidad para hacerlo completamente ahora”, argumentó.

El analista destaca que México se ha convertido en el principal importador de gas natural de Estados Unidos y uno de los mayores en volumen a nivel mundial. “Esto significa que a pesar de que tenemos recursos, no los estamos desarrollando. Entonces, si nos mantenemos por esta lógica, nos enfrentaremos a una mayor importación”, añadió. Esta situación complica el panorama para una sustitución completa del petróleo con alternativas más limpias, como el hidrógeno verde, que aún se encuentra en una etapa de desarrollo y presenta desafíos para su integración en algunos sectores industriales.

Tampoco Sánchez ve viable una electrificación total de industrias como la petrolera, cementera o del acero en el corto plazo. “Sin embargo, hay otras industrias que sí creo que van a empezar a electrificarse poco a poco, incluso algunas ya tienen mucho interés de poner sus propios sistemas de generación independiente como centrales aisladas o paneles solares de generación distribuida”, opinó. Esta parte del mercado podría crecer significativamente en los próximos años, a medida que se incrementen las inversiones en energías renovables.

En cuanto a la idea de PEMEX de explorar otras áreas, como la energía eólica offshore, Sánchez considera que aún está lejos de concretarse. “PEMEX no tiene una estrategia de internacionalización ni busca oportunidades fuera del país. Es difícil pensar que la empresa vaya a mantenerse aumentando la producción sin hacer cambios radicales. Ahora, que PEMEX sea una empresa de eólica offshore, no lo veo en el corto plazo porque no es barato desarrollar este tipo de sistemas y el problema sigue siendo el mismo: tenemos un gran potencial eólico en Tamaulipas, pero no se desarrolla porque no hay suficiente infraestructura para evacuar la electricidad”.

Los desafíos financieros también se presentarían como un gran obstáculo para el porvenir del sector energético. “Para cualquier cosa se necesita dinero y si no hay cambios radicales en la forma en que PEMEX opera, en los negocios que opera, en la cantidad de personal que tiene, en la estructura financiera que maneja, todo lo que hagamos va a terminar igual”, sentenció Paul Sánchez.

Si no se realiza una estrategia de inversión adecuada, México corre el riesgo de quedarse sin la posibilidad de aprovechar sus recursos, tal como se proyectaba desde 2013. “En algún momento llegará el punto en que sin nuevas inversiones nos quedaremos sin la posibilidad de aprovechar nuestros recursos”, concluyó.

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La transición que se está produciendo en el sector energético mundial ha impulsado grandes cambios y uno de ellos tiene que ver con el rol que juega el cliente. Los países latinoamericanos tienen sus propios desafíos en este ámbito, los que han sido compartido entre las asociaciones de grandes usuarios de energía de Chile (ACENOR), Argentina (AGUERRA), Colombia (ASOENERGIA), Panamá (AGRANDEL) y Costa Rica (ACOGRACE), las que se han unido para trabajar en conjunto y relevar el rol del cliente eléctrico en la transición energética.

En este contexto, las asociaciones latinoamericanas publicaron un documento que destaca los principales cambios que se han producido en el último tiempo y la importancia de abordarlos con una mirada puesta en la demanda de energía.

A diferencia de lo que podía observarse en el antiguo paradigma del cliente pasivo, donde la demanda era conceptualizada como un mero usuario receptor, esto cambió y hoy el usuario no sólo es activo en cuanto a consideraciones de autoproducción o gestión eficiente de sus consumos de energía, sino que a la vez exige participar en la definición de objetivos y acciones de política energética, detalla el documento.

Los clientes demandan un suministro energético que sea seguro, confiable y sostenible a precios competitivos, de calidad, y bajo en emisiones. Para alcanzar una oferta e infraestructura energética con estas características, existen clientes que cada vez más tienen interés en participar de diferentes maneras. Adicionalmente, los objetivos de descarbonización nacionales sólo son alcanzables a partir de la electrificación de buena parte de los consumos energéticos. Para que ello sea viable, es necesario que el suministro eléctrico renovable, y de base, sea accesible a precios competitivos, añade el escrito.

En conjunto, estas ideas enfatizan la importancia de abordar la transición energética de manera completa, con la participación activa de los consumidores, la búsqueda de precios competitivos y la promoción de fuentes de energía más limpias. Este enfoque integral es esencial para forjar un futuro energético más sustentable, concluye el documento titulado “Rol del Cliente en el centro de la Transición Energética” y que puede descargar aquí: https://acenor.cl/wp-content/uploads/2024/09/Rol-del-Cliente-en-la-Transicion-Energetica-septiembre-2024.pdf

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En un contexto donde las renovables ganan terreno en el mix energético de Latinoamérica, la necesidad de contar con un sistema eficiente de almacenamiento de energía se vuelve cada vez más apremiante. 

Algunos países de la región ya dieron pasos adelante sobre las normativas legales y técnicas para la implementación de los sistemas de baterías (BESS) en diversos segmentos del sector energético, como por ejemplo Chile con el reglamento de transferencias de potencia (publicado en junio de este año) e incluso la concesión de terrenos fiscales para proyectos stand-alone. 

Mientras que otros pusieron incluyeron las regulaciones para el almacenamiento en su agenda del cierre del 2024 o comienzos del 2025, como por ejemplo el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) y la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil con foco puesto en los requisitos de conexión al Sistema Interconectado Nacional (SIN), procesos de integración y las reglas de planificación, programación, operación en tiempo real y post-operación. 

Por ello, Alessandra Amaral, directora ejecutiva de la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT), enfatizó la importancia de establecer regulaciones similares en la región que faciliten el uso y la integración de las baterías.

“Es probable que con el tiempo tengamos reemplazo de las fuentes firmes con almacenamiento más barato y con otras características. Por lo que sería oportuno tener regulaciones que fueran las más adecuadas y padronizadas en la región”, sugirió en conversación con Energía Estratégica, haciendo referencia a la evolución tecnológica y económica que puede transformar el panorama energético.

“Se ve un intercambio entre los reguladores de Iberoamérica con el deseo de tener una regulación homogénea y uniforme para propiciar el intercambio, porque el mercado es abierto y para que los suministros de los países sean similares”, subrayó.

Es decir que Amaral hizo un llamado a los gobiernos, reguladores y players de la región para que trabajen en conjunto en la creación de un marco normativo más coherente, que podría potenciar la inversión en tecnologías; porque de lo contrario podría limitar el potencial de crecimiento de los sistemas de almacenamiento, que son cruciales para garantizar una transición energética exitosa.

Incluso, la propia Asociación proyectó inversiones de USD 431.000 millones  para la transición energética en Latinoamérica al 2040 (escenario optimista), que deberán ser desarrolladas exclusivamente por los operadores del sistema de distribución y que responden a vectores de electrificación de nuevos usos, electromovilidad, conexión de generación distribuida renovable, digitalización y automatización, infraestructura AMI, calidad de servicio, actualización de la red, almacenamiento en baterías, normalización/pérdidas y universalización de la energía.

Sin embargo, la implementación de un marco regulatorio uniforme no está exenta de desafíos. Hecho que no fue pasado por alto por la directora ejecutiva de ADELAT, quien señaló que “resulta algo difícil de lograr por las características particulares de cada país y por la conformación de la matriz energética».

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Guatemala se enfrenta a desafíos energéticos que comparten muchas naciones del mundo, y para Carmen Urízar, exministra de Energía y Minas, es fundamental no perder de vista el papel clave que tiene la licitación PEG-5 para resolver muchos de ellos. Esta licitación no solo será crucial para mantener el liderazgo de Guatemala en la región en cuanto a la ampliación de su parque de generación, sino también para continuar aprovechando el vasto potencial renovable del país.

«Estamos ante el reto de una incorporación todavía mayor de energías renovables», afirmó la exministra, quien ahora es directora de Energy & Infrastructure Analysis Center (EIA Center) y presidenta de la Iniciativa de Mujeres en Energía de Centroamérica (IMEC).

De acuerdo con Carmen Urízar, Guatemala ha logrado avances significativos en la diversificación de su matriz eléctrica, pero no es momento para bajar la guardia. La próxima licitación PEG-5, que tiene como objetivo garantizar la incorporación de casi 1,500 MW adicionales al sistema, si bien también iría a dar lugar a fuentes de base a partir de gas natural, es esencial para seguir reforzando la sostenibilidad del sector integrando energías renovables.

Urízar, quien también se desempeñó como presidenta de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) entre los años 2012 y 2016, destacó en conversación con Energía Estratégica que el país ha avanzado en la creación de normativas innovadoras, incluyendo la reciente aprobación de la normativa de almacenamiento de energía que llega en el momento indicado: «Estamos contentos de que se haya aprobado la normativa de almacenamiento en respuesta a asuntos que hoy Guatemala está enfrentando», comentó, refiriéndose al esfuerzo por mantener la robustez de la red de transmisión y darle estabilidad a las fuentes intermitentes como eólica y solar.

En la diversificación estaría la clave. De acuerdo con la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER), Guatemala tiene aún un 88% de su potencial de energías renovables por impulsar. Las cifras para la energía eólica y solar son reveladoras: de los 700 MW potenciales a partir de la cinética del viento, solo 107 MW están operativos y, con tecnología fotovoltaica, de un estimado de 7000 MW de capacidad solar, el país apenas cuenta con 523 MW instalados. Pero aquello no sería todo.

De los 5000 MW de energía hidráulica aprovechable, solo se han utilizado 1528 MW. Y en el caso de la energía geotérmica, de los 1000 MW disponibles, únicamente 34 MW están en operación. Durante su análisis Carmen Urízar, se detuvo en los últimos dos para realizar dos observaciones que permitirían destrabar todo su potencial.

Por un lado, mencionó que uno de los recursos más prometedores pero subexplotados en Guatemala es la energía geotérmica. «Hoy por hoy, prácticamente estamos aprovechando tan solo el 3% del potencial, y tenemos un potencial casi de 1,000 megavatios», observó Urízar. La energía geotérmica tiene la ventaja de ser una fuente base, lo que la convierte en un recurso extremadamente valioso para una matriz energética diversificada. «Es energía base que no contamina y está disponible las 24 horas del día», destacó.

Por otro lado, Urízar reconoce que la implementación de proyectos hidroeléctricos en Guatemala, a pesar de su gran potencial, no está exenta de desafíos. Uno de los principales obstáculos sería la oposición de las comunidades locales, especialmente en proyectos de gran envergadura: «El conflicto social puede retrasar los proyectos», advirtió. Por lo que cree que es necesario un enfoque integral que incluya a diversas instituciones del Estado, desde el sector eléctrico hasta los ministerios de Gobernación y Justicia, para garantizar un diálogo social eficaz y evitar aplazamientos innecesarios.

Estos tipos de recurso eólico y solar, con o sin baterías, sumado a hidroeléctricas y geotermia, no solo contribuiría a la seguridad energética del país, sino que también haría a Guatemala dar pasos firmes en pos de la sostenibilidad del sector eléctrico y la descarbonización de su economía.

«Aprovechar todo ese potencial no solo nos permitirá continuar con la diversificación eléctrica, sino también ser consecuentes con la transición energética y los objetivos frente el cambio climático con los que nos comprometimos internacionalmente», consideró Carmen Urízar.

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Island Power, S.A. (IPSA), empresa pionera en la generación de energía a base de gas natural y operador de microrredes más grande de Panamá, está atenta al desarrollo de la licitación de 500 MW de energía y potencia firme en el país. Oscar De Leon, gerente general de IPSA, exhortó a las autoridades a no dilatar más la realización del proceso, argumentando que el sector eléctrico panameño está en condiciones de llevar a cabo la licitación de manera inmediata y sin mayores cambios a la metodología actual.

“Yo considero que a esta licitación hay que hacerla ya con lo que tenemos, con energía y potencia firme. Tenemos suficientes actores; contamos con más de 62 empresas de generación y suficiente oferta para lograr precios muy competitivos, por lo menos en el periodo que sigue de 5 años y, si lo hacemos de largo plazo, en un periodo de hasta 10 años”, aseguró Oscar De Leon en conversación con Energía Estratégica.

El ejecutivo observó que la reciente entrada en operación de la planta de gas natural en Gatún podría contribuir a estabilizar los precios del mercado spot en un rango de 50 a 60 dólares por megavatio hora. Esta tendencia, subrayó, marcaría un precedente sobre el precio de la energía que pueden ofrecer otros agentes del mercado libre pero también una referencia para licitaciones futuras. Sin embargo, enfatizó que la ASEP deberá permitir que los precios se regulen por el mercado, con menor intervención a través del oferente virtual.

“En el caso de las licitaciones, lo que pasa es que la metodología que se utiliza en Panamá involucra un algoritmo de optimización de ofertas con un oferente virtual. Ante esto, hay dos opciones: se pone un valor para que el algoritmo converja en un valor X muy alto o se pone un valor para que se convierta en un tope de precio de potencia y energía que es lo que ha estado haciendo la ASEP”, explicó De Leon. Según el directivo, la primera opción es preferible, ya que le permitiría al mercado buscar su precio real, mientras que la segunda opción podría eliminar la competencia corriendo el riesgo de que no se cubran los requerimientos como ha pasado en licitaciones previas pero de corto plazo.

Para contribuir a la competitividad de las ofertas que se presenten ya sean solo potencia firme, solo energía o combinación de ambas, el referente empresario mencionó que muchas plantas térmicas de bunker, cuyos contratos vencen en 2025 o 2026 y ya están amortizadas en su valor, ofrecen una opción de potencia firme interesante para los próximos años. Desde su perspectiva permitirles participar a estas térmicas además de nuevas centrales solares en las futuras licitaciones permitiría garantizar la seguridad energética al menor costo: “Manteniendo la seguridad energética, que es lo más importante en el país, y manteniendo el tema de los costos bajos, creo que las combinaciones que se podrían dar de bunker para potencia y solar para energía serían muy buenas para el país en los siguientes cinco a diez años”, señaló.

Ahora bien, el gerente de IPSA realizó aquella mención entendiendo que las bases de licitación iniciales contemplaban solo la participación de energías renovables con o sin almacenamiento, dejando fuera a las térmicas no renovables. A la espera de la definición de la nueva administración de gobierno, el referente empresario puso a consideración que si se espera a incorporar nuevas tecnologías, como el almacenamiento en baterías, en esta primera licitación, el proceso podría retrasarse hasta dos años más.

“La licitación debe llevarse a cabo lo antes posible, tenemos suficientes oferentes para hacerla y luego, con calma, podemos sentarnos en una mesa a discutir cómo se debe incorporar el tema baterías. Mucha gente tiene muchas buenas ideas y experiencia para aportar en esto”, puntualizó De Leon.

Y, reiterando que cualquier cambio en las reglas de compra debe analizarse con cautela y en un contexto más amplio, para no obstaculizar el avance del sector, el referente empresario insistió: “En esta primera licitación, que yo digo que hay que hacerla cuanto antes, no debemos estar cambiando mucho las formas. Ya conocemos la metodología y nos sentimos confortables con ella. Si a futuro los actores decidimos que podemos aplicar otra metodología, pues magnífico. Buscaremos una que sea más óptima. Por ahora, no creo necesario hacer ningún cambio en las reglas de compra”.

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La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) perdió a cuatro miembros claves para el sector: las firmas Mainstream, Ibereólica, RWE y Acciona Energía solicitaron la baja como socios de la entidad a lo largo de las últimas semanas y tras varios años dentro del gremio. 

Las salidas se dan en medio del debate del proyecto de ley que busca ampliar los subsidios en las cuentas eléctricas que, entre otros puntos, propone que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) financien los subsidios y ayuden a la disminución de la tarifa de las pequeñas y medianas empresas (PyMES). 

Según pudo saber Energía Estratégica, la renuncia tiene como factor común en el accionar del gremio y en el “alejamiento de los principios y objetivos fundamentales” de las compañías. 

“En los últimos meses las actuaciones de ACERA se han enfocado en favorecer los intereses de un segmento específico de la industria, abandonando la urgente necesidad de resolver los problemas críticos en que se encuentra el sector renovable en su conjunto, contradiciendo su misión de defender el desarrollo armónico de las tecnologías limpias en todas sus escalas, velando por un mercado competitivo, con condiciones equitativas y en beneficio de una transición energética justa”, asegura el pedido de renuncia de Acciona.

“Desafortunadamente, la Asociación se ha transformado en un actor más del coro que se resiste al cambio, justamente en un momento crítico en que los desafíos de la transición energética y la crisis que viven muchas empresas renovables exigen modificaciones profundas al marco regulatorio vigente”, agrega el documento que lleva la firma de Miguel Arrarás, gerente general de dicha compañía. 

Es decir que el rechazo de ACERA a la propuesta gubernamental de ampliar el subsidio eléctrico, subvencionados por los PMGD, a partir de una “gestión unilateral” de la asociación y sin el aparente consenso de sus miembros, lo que generó desacuerdos sobre el precio estabilizado de los PMGD y que derivó en el detonante de un momento delicado de quiebre para el gremio.

¿Por qué tanta relevancia? Las cuatro empresas de renombre internacional tienen una vasta experiencia y presencia en el sector renovable de Chile, a tal punto que Mainstream posee alrededor de 1,1 GW de capacidad instalada y 267 MW en construcción e Ibereólica instaló 778 MW eólicos (y otros 77 MW solares y 923 MW en desarrollo junto a Repsol).

Mientras que Acciona cuenta con alrededor de 1 GW renovables operativos en el país sobre los casi 12 GW en los que participó internacionalmente entre diversas tecnologías de generación renovable y almacenamiento de energía. 

En tanto que, a principios del corriente año, RWE ingresó al Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) su primer proyecto en Chile tras más de 125 años de trayectoria y 8300 MW de potencia a nivel global. Puntualmente, se trata del parque híbrido Los Durmientes, que contará con 244 MW fotovoltaicos y 255,4 MW en baterías, y que se emplazará en la comuna y Región de Antofagasta.

ACERA no se quedó al margen

Desde el gremio que nuclea a más de 150 socios entre desarrolladores, generadores y proveedores de productos y servicios, reconocieron y lamentaron las recientes salidas de las empresas mencionadas, pero entendieron que “es parte del ciclo natural que está viviendo el sector energético en Chile”.

“A causa del proceso de estabilización de tarifas, la falta de inversiones en transmisión y el tremendo éxito de la inserción de las ERNC, que actualmente se acercan al 40% de la capacidad instalada del país, enfrenta desafíos nuevos y cada vez más complejos, que no han dejado indiferente a nadie, y ACERA no es la excepción. El escenario actual pone en evidencia la necesidad de seguir buscando consensos y acuerdos que beneficien a la industria y establezcan las condiciones para la inversión, para sortear con éxito el segundo tiempo de la transición energética”, indica un documento emitido a sus socios. 

“ACERA vive un ciclo propio de esta etapa de transformación, marcado por desafíos económicos y regulatorios, y, como lo ha hecho en otras ocasiones, enfrentará estos cambios con diálogo y la búsqueda de soluciones compartidas entre sus socios”, agrega. 

Por lo que el gremio remarcó la importancia de una discusión fructífera sobre los temas que atraviese la industria renovable, que en esta oportunidad se originan en la propuesta de un proyecto de ley que intenta obtener, desde el sector privado, recursos para un subsidio de la tarifa eléctrica y que desde ACERA entienden que el mismo “debiese ser aportados por ser aportado por el Estado, quien precisamente es el proponerte del subsidio”. 

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La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) y el Ministerio de Minas y Energía informan a la ciudadanía la activación del Mecanismo para el Sostenimiento de la Confiabilidad Energética, en el marco de la Resolución CREG 026 de 2014. Esta medida se adopta en respuesta a las condiciones energéticas actuales del país, marcadas por la temporada seca y la disminución de los niveles hídricos, asegurando así el suministro eléctrico de manera confiable y oportuna.

El Mecanismo para el Sostenimiento de la Confiabilidad Energética es un conjunto de medidas que tiene como propósito mantener la capacidad de generación energética del país en condiciones críticas de baja hidrología, como las que se presentan debido a la crisis climática. “La activación de este mecanismo garantiza que se tomen acciones anticipadas para gestionar eficientemente los recursos energéticos del país”, asegura el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho. Dicho mecanismo supone:

Evaluación de los embalses y la oferta de energía: Periódicamente el Centro Nacional de Despacho (CND) evalúa los niveles agregados de agua en los embalses del país. En este proceso se compara el nivel de agua almacenada con la senda de referencia, una proyección establecida para garantizar que los embalses cuenten con el agua suficiente para cubrir la demanda en temporadas secas.
Activación del mecanismo ante niveles bajos de embalses: Si los niveles de los embalses se acercan a la senda de referencia y los precios del mercado energético no activan las señales del cargo por confiabilidad, se pone en marcha el mecanismo. Esto implica que el CND define cuánta energía debe almacenarse y en qué embalses, seleccionando las plantas hidroeléctricas más eficientes y económicas para optimizar el uso de los recursos hídricos.
Complemento con generación térmica y renovable: En caso de que la generación hidroeléctrica no sea suficiente para satisfacer la demanda, el sistema cuenta con la capacidad de generación térmica y fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER). Esto asegura que la demanda energética se mantenga cubierta sin comprometer el suministro.
Monitoreo continuo y ajustes: A través de la Comisión Asesora de Coordinación y Seguimiento de la Situación Energética (CACSSE), el Ministerio y sus entidades adscritas realizan un monitoreo constante de la situación energética, ajustando las medidas de acuerdo con la evolución de los niveles de los embalses, las condiciones climáticas y la demanda energética.

Finalmente, el mecanismo se desactiva cuando los niveles de los embalses superan la senda de referencia o cuando los precios de la energía activan las obligaciones del cargo por confiabilidad. Asimismo, se concluye cuando la demanda energética puede cubrirse sin la necesidad de intervenciones adicionales en el mercado.

Medidas adicionales para garantizar el suministro energético: Desde 2023, en la antesala del Fenómeno de El Niño y durante todo 2024, el Ministerio de Minas y Energía ha venido tomando decisiones con el propósito de garantizar el suministro energético en el país. Entre ellas se destacan:

Diversificación de la matriz energética: El país ha avanzado en la incorporación de energías renovables, contando ya con cerca de 1,9 GW de capacidad instalada en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), lo que permite diversificar la generación y hacer frente a las fluctuaciones hídricas.
Entrega de excedentes energéticos: A través de medidas regulatorias, se ha autorizado la entrega de excedentes de energía al SIN para maximizar la disponibilidad de energía.
Campaña de ahorro y uso eficiente de la energía: Se ha reactivado una campaña nacional que llama a la ciudadanía y a los sectores industriales y comerciales a optimizar el uso de energía y agua.

“Hemos adoptado las medidas necesarias para anticiparnos a la situación y garantizar la estabilidad del suministro eléctrico. Este propósito depende de acciones institucionales, pero también de la responsabilidad ciudadana con el ahorro energético”, concluye el ministro Camacho.

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La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil adjudicó a Engie, Taesa y Cox como las tres grandes ganadoras de la segunda subasta de transmisión del 2024, destinada a la construcción de construcción y mantenimiento de 783 kilómetros de nuevas líneas y 1000 MVA de capacidad de transformación, más la continuidad de la prestación del servicio público de otros 163 kilómetros de redes y 300 MVA en transformación. 

Los proyectos tendrán un plazo de ejecución de 42 a 60 meses y cubren los estados de Bahía, Espírito Santo, Minas Gerais, Paraná, São Paulo y Santa Catarina; sumado a que se esperan inversiones por R$ 3350 millones y la creación de 7000 empleos directos durante el período de construcción de las instalaciones.

Además, el descuento promedio fue de aproximadamente el 49% con relación al Ingreso Anual Máximo Permitido (RAP por sus siglas en portugués) establecido inicialmente por la ANEEL, lo que significa un ahorro estimado de R$ 6800 millones para los consumidores de energía.

Mientras que la aprobación de la subasta por parte de la ANEEL está prevista para el 12 de noviembre y la fecha prevista para la firma de los contratos de concesión es el 13 de diciembre. 

El detalle de los ganadores

Engie se quedó con el primer lote de la convocatoria con una oferta de R$ 252,4 millones (descuento del 48,14% con respecto al RAP) y, por lo tanto, se encargará de construir 780 kilómetros de líneas de transmisión entre Espírito Santo, Minas Gerais, Paraná, Santa Catarina y São Paulo, así como también las subestaciones eléctricas de 525 kV Curitiba Oeste y Abdon Batista 2, y la continuidad de las S/E Mascarenhas 230/138 kV y Aimorés 230 kV.

Engie deberá finalizar tales obras en el transcurso de los próximos cinco años y las mismas tendrán el objetivo de reforzar el sistema eléctrico de la región. 

Por otro lado, Taesa (Transmisora de la Alianza de Energía Eléctrica) resultó la firma adjudicada en el lote N°3 para la construcción de la S/E Estância 440/138 kV, con capacidad de 600 MVA, en el estado de São Paulo, proyecto que contribuirá al servicio en la región de la ciudad de Jaú y que tiene un plazo máximo de 42 meses para su puesta en marcha. 

La empresa presentó una oferta de R$ 17,76 millones, lo que representa un descuento del 53,45% con relación al Ingreso Anual Permitido previsto, siendo la menor de las diez propuestas válidas (fue el lote con la mayor cantidad de oferentes).

Mientras que la compañía Cox Brasil cerró la subasta al resultar asignada en el Lote N°4 con una oferta de R$ 12,6 millones, representando un descuento promedio del 55,56% sobre el RAP; aunque la inversión estimada para el lote será de R$ 168,3 millones.

Este cuarto lote contempla la construcción de la subestación Barra II 500/138 kV – (6+1R) x 66,6 MVA y el nuevo sector 138 kV, con una potencia total de 400 MVA, lo que ayudará a atender la región de Barra, en el Valle de São Francisco.

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La empresa líder mundial en tecnología solar, LONGi Green Energy Technology Co. Ltd. (en adelante, “LONGi”), ha publicado su informe semestral correspondiente a 2024. En medio de la continua transformación y los desafíos de la industria fotovoltaica durante el primer semestre de 2024, la empresa alcanzó unos ingresos de 38,529 millones de yuanes.

Los envíos de obleas de silicio totalizaron 44.44 GW (con 21.96 GW vendidos externamente), mientras que las ventas de celdas solares alcanzaron los 2.66 GW externamente.

Además, los envíos de módulos ascendieron a 31.34 GW, con un notable incremento interanual de más del 140% en la región Asia-Pacífico.

A pesar del importante descenso de los precios de la cadena industrial y de las provisiones por deterioro de existencias, la empresa demostró una gran resistencia y adaptabilidad en el mercado.

Aumento de las ventas en Asia-Pacífico; HPBC 2.0 trae la reforma de la industria

En términos de capacidad y envíos, LONGi ha demostrado una fuerte productividad y competitividad en el mercado. En la primera mitad del año, los envíos de módulos de la serie BC de LONGi alcanzaron los 10 GW, y su excelente rendimiento está obteniendo un amplio reconocimiento en el mercado.

El significativo aumento del 140% en el volumen de ventas en la región de Asia-Pacífico no sólo pone de relieve la profunda base de LONGi en el mercado internacional, sino que también sienta unas sólidas bases para su distribución global.

Basándose en la tecnología de celdas HPBC 2.0 de alta eficiencia, LONGi ha lanzado el producto de módulo bifacial Hi-MO 9 para el mercado utility.

Gracias a la introducción de una avanzada tecnología de pasivación de compuestos y una tecnología de interconexión de contacto posterior de alta confiabilidad, y aprovechando las principales ventajas de las obleas de silicio TaiRay de alta calidad de la empresa -como la alta concentración de resistividad, la eficaz absorción de impurezas y las sólidas propiedades mecánicas-, la potencia de producción en serie del módulo ha alcanzado los 660W.

Esta potencia supera en más de 30W a la de los módulos TOPCon de características similares.

Al mismo tiempo, la eficiencia de conversión de Hi-MO 9 ha saltado al 24.43%, la tasa bifacial ha superado el 70% y la capacidad antifisuras ha aumentado un 80%.

Presenta ventajas evidentes sobre los productos TOPCon en aspectos como el coeficiente de temperatura, la degradación y la resistencia a la radiación luminosa irregular.

Estas excelentes prestaciones no sólo lideran la industria por un amplio margen, sino que también ganan más oportunidades y cuota de mercado para LONGi en los mercados nacional e internacional.

Cabe mencionar que los productos de módulos de LONGi, con su excelente rendimiento, han ganado el premio RETC “Highest Achievement” por sexto año consecutivo y el premio PVEL Reliability Test “Best Performance” por séptima vez. Esta serie de galardones supone un gran reconocimiento de la fortaleza técnica y la calidad de los productos de LONGi por parte de la industria fotovoltaica y de otros sectores.

Además, la empresa también ha obtenido por 18ª vez consecutiva la máxima calificación de financiabilidad de módulos AAA de PV-Tech, lo que consolida aún más la posición de liderazgo de LONGi en el mercado mundial de financiación fotovoltaica.

Se ha revelado que en los próximos tres años, la capacidad de producción anual de obleas de silicio monocristalino de LONGi alcanzará los 200GW, con una capacidad de obleas de silicio “TaiRay” superior al 80%; la capacidad de producción anual de celdas de silicio monocristalino alcanzará los 100GW; la capacidad de producción anual de módulos monocristalinos alcanzará los 150GW, proporcionando un sólido apoyo a la empresa para recuperarse por delante de la industria.

Emergen las ventajas de BC y la adquisición de centrales eléctricas utility abre la sección de BC

En respuesta al rápido desarrollo y la evolución tecnológica de la industria fotovoltaica, LONGi ha demostrado constantemente una visión aguda y una estrategia con visión de futuro. En la primera mitad del año, la empresa anunció las resoluciones de la junta anual de accionistas de 2023, incluida la aprobación de la “Propuesta sobre la emisión pública de 10,000 millones de yuanes de bonos corporativos”.

Los fondos recaudados se destinarán principalmente al desarrollo de tecnologías avanzadas, como las obleas de silicio “TaiRay” y la tecnología de celdas HPBC 2.0. El objetivo es acelerar la iteración industrial de BC y otras nuevas tecnologías, mejorar aún más la competitividad de la empresa y crear un nuevo motor de crecimiento para la industria fotovoltaica.

La innovación tecnológica es clave para el liderazgo continuado de LONGi en la industria. A finales del periodo de referencia, la empresa había obtenido un total de 3,166 patentes autorizadas, de las que casi 200 estaban relacionadas con la tecnología BC, lo que le ha permitido establecer un foso tecnológico sólido y profundo.

Durante el periodo del informe, la empresa obtuvo un notable reconocimiento por sus contribuciones tecnológicas en el campo fotovoltaico. Dos de sus proyectos de investigación científica obtuvieron el 2º premio al Progreso Científico y Tecnológico Nacional y el 2º premio a la Invención Técnica Nacional, respectivamente.

Este logro convierte a LONGi en la primera empresa privada del sector fotovoltaico de China en recibir los máximos honores nacionales de ciencia y tecnología como unidad primaria finalizadora y como primera finalizadora.

Con el avance de la primera fase del proyecto de 12.5GW de la Nueva Área de Xixian, el proyecto de 12GW de Tongchuan y otros proyectos de transformación de celdas y capacidad HPBC 2.0, se prevé un aumento significativo de la capacidad de producción.

El producto HPBC 2.0 entrará en el mercado a gran escala a finales de 2024, y se espera que la capacidad de producción de BC de la empresa alcance los 70GW (con una capacidad HPBC 2.0 de unos 50GW) a finales de 2025, y está previsto que todas las bases de celdas nacionales estén totalmente migradas a productos BC a finales de 2026.

La empresa ha logrado un despacho de aduanas sin problemas para los envíos a la región norteamericana, y la fábrica de módulos de 5GW en Estados Unidos ya está oficialmente operativa.

Este desarrollo proporciona un apoyo sustancial a la expansión comercial de la empresa en Norteamérica. Estas implementaciones estratégicas no sólo muestran la profunda visión de LONGi sobre el futuro mercado fotovoltaico, sino que también reflejan su determinación y fuerza como líder de la industria para promover el progreso tecnológico.

Cabe mencionar que el excelente rendimiento de generación de energía y el bajo deterioro de los módulos de la serie BC de la empresa han quedado demostrados por un gran número de pruebas de mercado.

Tras siete meses de pruebas en exteriores realizadas por el Centro Nacional de Supervisión e Inspección de la Calidad de los Productos Fotovoltaicos Solares (CPVT), el módulo anti-dust Hi-MO X6 de LONGi presenta una ganancia media mensual de potencia del 2.84% en comparación con los módulos convencionales, con la mayor ganancia relativa mensual del 5.4%.

Este resultado de la prueba no sólo verifica el excelente rendimiento de los productos de LONGi, sino que también proporciona un sólido respaldo de datos para su futura expansión en el mercado fotovoltaico.

Además, el 15 de agosto, el anuncio de la licitación de adquisición del acuerdo marco de módulos fotovoltaicos 2024 (segundo lote) por parte de China Huaneng Group dio un nuevo impulso a la aplicación en el mercado de la tecnología de módulos BC de LONGi. En particular, la tercera sección incluye la adquisición de módulos de BC de 1GW, lo que supone la primera vez que grupos energéticos estatales convocan una licitación independiente para módulos de BC.

Esto representa un importante paso adelante para la aplicación de la tecnología BC en el mercado fotovoltaico nacional a gran escala. Como líder en tecnología BC, LONGi está bien posicionada para captar una mayor cuota y obtener una ventaja competitiva en este mercado emergente.

Sobre LONGi

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

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

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

La entrada Resultados del primer semestre de 2024: LONGi obtuvo unos ingresos de 38,529 millones de yuanes se publicó primero en Energía Estratégica.

La Empresa Eléctrica de Guatemala S.A. (EEGSA), distribuidora parte del Grupo EPM en Guatemala, anunció una nueva adenda en la Licitación Abierta 1-24 EEGSA y se alista para recibir más ofertas para cubrir su requerimiento de corto plazo.

La convocatoria se divide en dos bloques: el bloque B contempla la contratación de 107 MW para el año estacional 2025-2026, mientras que el bloque C abarca 155 MW para un periodo de cinco años que comenzará en 2025 o 2026, según las propuestas recibidas.

Desde EEGSA anticiparon que la fecha límite para la recepción de ofertas fue ajustada al 8 de noviembre, y las subastas se llevarán a cabo los días 20 y 27 de noviembre, respectivamente.

Según pudo saber Energía Estratégica, entre las tecnologías participantes se encuentran proyectos hidroeléctricos, de biomasa, carbón, bunker y coque de petróleo, asegurando así una diversidad de opciones para la contratación de potencia y energía eléctrica.

Para brindar a más precisiones, Mario Naranjo, gerente general de EEGSA, y Josué Figueroa, subgerente de Ingresos, Regulación y Transacciones de EEGSA, brindaron una entrevista exclusiva a este medio en la que explicaron los avances y mejoras al proceso.

“Nosotros tenemos que seguir velando por tener pluralidad de ofertas, porque el proceso sea transparente y sin ningún manto de duda. Tenemos que lograr que el mecanismo nos garantice atender la demanda de manera integral, cubriendo el corto, mediano y largo plazo, así como continuar con el proceso de transición energética y avanzar en la integración de energía renovable en nuestra matriz de generación”, subrayó Mario Naranjo, destacando la responsabilidad de EEGSA para asegurarse energía y potencia con el fin de atender a su mercado regulado.

Asimismo, el ejecutivo enfatizó que el objetivo es mantener tarifas competitivas y estables para los usuarios. “Gracias a esta gestión, hemos logrado tener tarifas estables los últimos dos años, a pesar de fenómenos climáticos severos y los efectos colaterales de la guerra entre Rusia y Ucrania. Hoy, esa tarifa es cerca de un 30% inferior a la que teníamos cuando salió la primera licitación PEG-1. Seguiremos buscando una matriz sostenible y tarifas que garanticen el acceso para nuestros usuarios”, puntualizó Naranjo.

Por su parte, Josué Figueroa describió una a una las mejoras introducidas en la licitación de corto plazo de EEGSA para cubrir sus necesidades energéticas. “Hemos trabajado para hacer el proceso más competitivo, reuniéndonos con los actores del mercado para entender sus perspectivas y realizar adecuaciones, las cuales ya fueron aprobadas por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE)”, explicó Figueroa.

Entre las mejoras que destacó, Figueroa mencionó la flexibilidad para los oferentes en cuanto a la potencia variable a lo largo de los años de suministro. “Podrán iniciar el suministro en el año 2025 o en el 2026 y variar la potencia con la que participan”, comentó, indicando que también se abrió la participación a más tecnologías que en las dos primeras adendas no se habían incluido.

Otra novedad es que, en el bloque C, los contratos se ampliaron a dos modalidades distintas, lo que otorga mayor apertura para los generadores. “Estos cambios permitirán que más plantas de generación puedan evaluar su participación en el bloque C. En la licitación actual, tenemos tecnologías como hidroeléctricas, biomasa, carbón, bunker y coque de petróleo”, señaló Figueroa.

Estos ajustes en la licitación buscan atraer a más oferentes y fortalecer su sostenibilidad en el mercado, alineándose con los objetivos de diversificación y transición energética de EEGSA. Además, la empresa pretende lograr una contratación que permita satisfacer la demanda con costos competitivos y sin comprometer la calidad del servicio.

Lo que sigue

Con la implementación de esta nueva adenda con mejoras, se espera que los interesados en la licitación presenten solicitudes de aclaración y recomendaciones. Este proceso abrirá un espacio para proponer cambios que podrían ser considerados antes de la recepción de las ofertas definitivas. La distribuidora atenderá estas inquietudes a lo largo del mes de octubre, con fechas clave para responder dudas y emitir nuevas adendas, si se considera necesario.

El cronograma establece que las respuestas a las solicitudes se realizarán el 8 y el 14 de octubre, momento en el que se valorará si es pertinente introducir ajustes adicionales para hacer el proceso aún más competitivo y transparente. Con estas acciones, se busca cerrar esta fase en octubre, para que los participantes dispongan de dos a tres semanas de preparación antes de la recepción final de propuestas en noviembre.

La entrada Exclusiva: Guatemala implementa mejoras en los bloques B y C de su licitación de corto plazo se publicó primero en Energía Estratégica.

Future Energy Summit (FES) llevó a cabo una nueva edición del Latam Future Energy Virtual Summit, evento virtual que reunió a los principales líderes de la industria de las renovables de la región y que en esta oportunidad hizo énfasis en los avances del mercado fotovoltaico de Latinoamérica.

El primer panel de debate de la jornada estuvo integrado por Itzel Rojas, senior sales manager de Seraphim, Victoria Sandoval, business developer de JA Solar, y Oliver Quintero, key account Manager de Sungrow Latam, quienes debatieron sobre las tecnologías emergentes que están ofreciendo al mercado, detallando sus especificaciones y cómo esas soluciones impulsan la transición energética en la región.

Itzel Rojas vaticinó altas expectativas para el futuro y la compañía que ya cuenta con más de 20 GW de capacidad anual busca “duplicar la capacidad por Seraphim” y mejorar la eficiencia de los módulos para alcanzar ese objetivo. 

“Es interesante el panorama y el compromiso de Seraphim es innegable. Asimismo, hay que poner todos los esfuerzos para que funcione el matrimonio entre la tecnología solar y el almacenamiento, tanto de los clientes como de los fabricantes”, manifestó. 

En la estrategia de negocios de Seraphim, plazas estratégicas de la región como Brasil y Chile jugaron un rol importantísimo en el último lustro. Ahora bien, en sus planes de expansión también incluyen aumentar su participación en otros mercados con gran potencial como el mexicano, tal como anticipó en otro evento de Future Energy Summit (ver nota).

Por otro lado, Victoria Sandoval remarcó que cada vez se observan más oportunidades en proyectos de mediana escala, como por ejemplo los Pequeños Medios de Generación Distribuida (hasta 9 MW) en Chile, o aquellos de la pasada licitación RenMDI de Argentina, donde el gobierno adjudicó más de 630 MW renovables en 98 proyectos. 

“Normalmente veíamos la generación distribuida con límites de 500 kW hasta 5-7 MW y luego un salto a la gran escala de más de 100 MW de potencia. Pero durante los próximos cinco años, el mercado progresivamente se hará donde sea el requerimiento de la demanda para no tener que mover la energía por grandes distancias”, aseguró. 

“Entonces habrá proyectos de 5 a 20 MW donde estén los centros de manufactura en los que se requiera la energía más focalizada. Y todos esos proyectos requerirán baterías porque necesitarán estabilidad”, agregó. 

Oliver Quintero continuó con ese foco y destacó la relevancia de los sistemas de almacenamiento en las centrales de generación renovable y cómo ese “matrimonio” de soluciones puede ayudar al crecimiento del sector. 

“Las baterías son el colchón que nos permitirá amortiguar las renovables. Cuando tenemos mucha fotovoltaica empezamos a perder inercia del sistema, así que las soluciones de Sungrow que traemos al mercado son de almacenamiento: acople en corriente directa o en corriente alterna. Y lo usual es que cuando comienza un proyecto con fotovoltaica, se visione que tendrá baterías”, indicó. 

“En algún momento del tiempo del funcionamiento de un proyecto fotovoltaico, se requerirán las baterías y desde Sungrow sugerimos que desde ya se lo tenga en cuenta, considerando que las baterías año tras año son más baratas y dentro de 20-25 años será casi un negocio instalado”, añadió.

Además, en el espacio de diálogo promovido por FES, los especialistas coincidieron que sea viable la factibilidad de los proyectos fotovoltaicos con baterías, y por tal motivo, el 2025 será un año de muchos retos y oportunidades para los fabricantes en pos de mantener los precios de sus soluciones y que haya una mayor implementación y penetración de esas tecnologías en las matrices energéticas de la región. 

Por lo que esos puntos en común, los desafíos y posibilidades para las renovables en Latinoamérica y las declaraciones completas de los expositores se podrán revivir a través del video de la transmisión en vivo que aún está disponible.

La entrada FES Latinoamérica: Fabricantes analizaron las oportunidades de la complementariedad de los proyectos solares con las baterías se publicó primero en Energía Estratégica.

El Plan Maestro de Electricidad 2023-2032 actualizado en agosto del presente año (ver documento), propone una serie de acciones para expandir la generación nacional que actualmente es de 8 247 MW a través de 327 centrales, a 15 651 MW al 2032.

Para alcanzar esa meta, el país tendrá que instalar 7.404 megavatios adicionales, lo que significa casi duplicar el actual parque eléctrico. Esta inversión contempla la construcción de 37 nuevas centrales entre proyectos hidroeléctricos, solares, eólicos y de biomasa, con el objetivo de fortalecer la matriz energética del país y promover fuentes renovables.

Estos proyectos costarán aproximadamente USD US 10.446,5 millones donde 16 de esas obras serán construidas con capital privado, según el reglamento de la Corporación Eléctrica del Ecuador, CELEC, aprobada en julio pasado.

En el marco de esta actualización al Plan que no se revisaba desde el 2018, el Ingeniero Eléctrico con Maestría en Economía Circular y más de 20 años de experiencia en energía, Marco Ledesma Guaitarilla, analizó el documento y brindó propuso soluciones a los desafíos energéticos de Ecuador

“Ecuador enfrenta grandes retos en el sector energético, debido a la creciente demanda eléctrica y la dependencia de combustibles fósiles para la generación de energía. El Plan Maestro de Electricidad 2023-2032 traza un camino hacia una transición energética sustentable, abordando los desafíos mediante acciones clave como el desarrollo de energías renovables y el fortalecimiento de infraestructura”, señala.

El Plan Maestro de Electrificación proyecta que la demanda de electricidad crecerá en un 60% en la próxima década, al pasar de 31.483 gigavatios por hora (GWh) en 2023 a 50.544 GWh en 2032. En este sentido, el experto califica al robustecimiento de las redes eléctricas del país como un paso fundamental para incorporar más generación limpia y evitar racionamientos de energía.

“Ecuador está modernizando su sistema de transmisión y distribución eléctrica. Con una inversión de USD 1.748 millones, se prioriza la ampliación de redes de transmisión para soportar el crecimiento industrial y mejorar la cobertura en áreas rurales​”, afirma.

“A su vez, se proyecta una inversión adicional en generación firme y reposición de plantas termoeléctricas, garantizando un suministro estable y confiable para satisfacer la creciente demanda”, agrega.

En este marco, teniendo en cuenta el potencial significativo en fuentes renovables, como la hidroeléctrica, solar, eólica y biomasa, Ledesma sugiere acelerar la expansión de proyectos como el Parque Solar El Aromo y el Proyecto Eólico Villonaco III para reducir las emisiones de carbono y disminuir la dependencia de fuentes convencionales​.

También, hace hincapié en que el fomento de la generación distribuida, el apoyo a la electromovilidad y el desarrollo del hidrógeno verde contribuirán a una mayor resiliencia energética, permitiendo una integración efectiva de energías renovables intermitentes.

“Con estos esfuerzos, Ecuador avanza hacia una matriz energética más limpia y eficiente, mejorando la seguridad energética y contribuyendo a la lucha contra el cambio climático”, concluye.

La entrada Plan Maestro de Electricidad: qué necesita Ecuador para superar las 15 GW al 2032 se publicó primero en Energía Estratégica.

Soltec Power Holdings, empresa integrada verticalmente dedicada a proyectos fotovoltaicos, ha iniciado negociaciones con las entidades financieras acreedoras de Soltec Energías Renovables, su división industrial, con el objetivo de cerrar un acuerdo de reestructuración que garantice el futuro de la compañía debido a la decisión de una de las entidades del sindicado de no extender la prórroga tácita prevista hasta el 30 de noviembre en relación al préstamo sindicado de 90 millones de euros de póliza de crédito revolving y la línea de crédito de avales de 110 millones de euros.

La compañía confía en poder alcanzar con las entidades acreedoras un acuerdo que resuelva la situación actual y permita la correcta ejecución de los planes de transformación e impulso de la compañía sobre la base del nuevo plan estratégico de la misma.

Aplazamiento de la publicación de los resultados financieros del primer semestre

Adicionalmente, la compañía ha anunciado que no publicará los resultados financieros del primer semestre en el plazo legalmente previsto para ello. Esto es debido a la necesidad de completar la revisión detallada, y por tanto más exhaustiva que una revisión limitada, que la compañía ha decidido realizar, con la asistencia de su auditor Ernst & Young (EY). La conclusión de dicha revisión requiere de comprobaciones y análisis adicionales para reflejar adecuadamente los potenciales impactos negativos sobre los márgenes de determinados proyectos derivados de retrasos en la ejecución y/o la subsanación de incidencias durante los periodos de garantía  y el ajuste en la valoración de los activos de Brasil, Araxá y Pedranópolis, ante la decisión estratégica de poner estos activos a la venta. En cuanto a la cifra de ingresos, a cierre del mencionado periodo, la compañía estima que se sitúa entre los 250 y los 260 millones de euros.

La publicación de los resultados del primer semestre de 2024 se llevará a cabo tan pronto como concluya la revisión en curso y será anunciada por los canales oficiales establecidos al efecto tan pronto como sea conocida. Asimismo, ante las discrepancias mostradas por el auditor respecto a la formulación de las cuentas anuales publicadas el pasado 1 de abril, que mostraban una diferencia de 192 millones de euros respecto a los resultados anunciados a mercado en el mes de febrero, relativos a contratos bajo la modalidad Bill and hold, la compañía ha llevado a cabo una amplia investigación interna. Este proceso ha sido impulsado por el Consejo de Administración de la compañía, bajo la supervisión de la Comisión de Auditoría, y ha estado dirigido por su órgano de cumplimiento y asistido por expertos independientes y el correspondiente asesoramiento legal.

Como resultado de este proceso, desde el punto de vista contable, se ha identificado la necesidad de realizar un ajuste del importe de existencias contabilizado a 31 de diciembre de 2023 en la cantidad de 40,46 millones de euros principalmente debido a una incorrecta interpretación del INCOTERM aplicable, sin ninguna afección en la cuenta de resultados.

Además, ha puesto de manifiesto la existencia de determinadas irregularidades que han motivado la adopción de medidas de diversa índole que abarcan el ámbito disciplinario, de gestión y de procedimientos, destinadas a reforzar los controles internos y el sistema de cumplimiento normativo de la Sociedad. Entre estas medidas destaca el refuerzo de los controles en la nueva plataforma informática de gestión y la renovación de su órgano de cumplimiento.

Puesta en marcha de un nuevo plan estratégico y nuevo equipo directivo

Actualmente, con el objetivo de marcar la nueva hoja de ruta para los próximos años, la compañía ya está trabajando en la definición de un nuevo plan estratégico, junto a una de las consultoras estratégicas más importantes del mundo, que se comunicará en las próximas semanas.

Este nuevo plan se centrará en el desarrollo de aquellas actividades y mercados de mayor valor añadido, como son las actividades de suministro de seguidores solares y de desarrollo de proyectos fotovoltaicos, enfocándose en la generación de caja y en alcanzar un crecimiento sostenible y rentable en el largo plazo.

“Tenemos una posición sólida en nuestra división de seguidores solares, con más de 20 GW en proyectos. Trabajamos con clientes de primer nivel y estamos presentes en mercados clave de energía fotovoltaica a nivel mundial. La compañía está tomando todas las medidas necesarias, tanto a nivel operativo como financiero, para enfocarnos en los negocios con mayores márgenes y rentabilidad. Contamos con un demostrado track-record, tecnología líder y de vanguardia y estamos bien posicionados para impulsar el crecimiento futuro”, ha afirmado Mariano Berges, CEO de Soltec.

Para liderar este nuevo plan, Soltec, ha acometido una profunda reestructuración de su equipo directivo, liderado por el nuevo consejero delegado, Mariano Berges y el nuevo presidente Marcos Sáez Nicolás. Además, ha acordado reducir el número de miembros del comité de dirección e incorporar a Mikel de Irala como director de operaciones (COO) y a Andrés Carretero como director de inversiones (CIO).

El nuevo equipo de dirección ha asumido el compromiso de la propia Soltec de actuar con la máxima transparencia, clave en el proceso de transformación e impulso que la compañía está definiendo y para el que se están tomando todas las medidas oportunas. Los mencionados nombramientos han sido aprobados por el Consejo de Administración, previo informe favorable de la Comisión de Nombramientos y Retribuciones.

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Recientemente, 66 unidades del sistema de almacenamiento de energía de Sungrow, PowerTitan 2.0, llegaron al Reino Unido, demostrando su aceleración en el despliegue de almacenamiento de energía en Europa.

En Oriente Medio, más de 1,500 unidades de PowerTitan 2.0 están preparadas para su instalación, contribuyendo a uno de los proyectos de almacenamiento de energía más grandes del mundo, con una capacidad de 7.8 GWh.

De manera similar, en Asia, varios proyectos de PowerTitan 2.0 han sido comisionados con éxito, mostrando un rendimiento impresionante en la reducción de costos, seguridad y formación de redes. PowerTitan 2.0 está ganando rápidamente tracción global, siendo pionera en la transición de la industria del almacenamiento de energía hacia la era del Bloque de CA.

¿Qué es el Bloque de CA?

PowerTitan 2.0 introduce el revolucionario Bloque de CA, que integra una batería de 5 MWh con un sistema de conversión de potencia (PCS) de 2.5 MW en un contenedor estándar de 20 pies, una desviación significativa del método tradicional de separar los sistemas de batería de corriente continua (CC) y los PCS de corriente alterna (CA).

Esta integración no se limita a reorganizar componentes, sino que combina eficientemente la batería, el PCS, los sistemas de supresión de incendios y otros módulos, empujando los límites del diseño espacial.

El Bloque de CA: Una elección óptima

«En los proyectos operativos, PowerTitan 2.0 demuestra su excepcional competitividad», comentó el Dr. James Li. Ahorra un 29% en el uso de suelo, requiriendo solo 2,000 metros cuadrados para un sistema de almacenamiento de 100 MWh, lo que reduce significativamente los costos de terreno.

El diseño integral de bloque CA-CC aumenta la eficiencia del sistema en un 2% y reduce las pérdidas por fallos en un 92%.

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DAS Solar, líder en tecnología fotovoltaica de tipo N, presenta sus últimos módulos N-type 4.0 y módulos ligeros en Solar & Storage Live en Birmingham, Reino Unido.

La capacidad solar en el Reino Unido superó los 14 GW en 2023, y se proyecta que alcanzará los 30 GW para 2030. Solar & Storage Live UK 2024 es el evento más grande y especializado en la industria solar del Reino Unido, centrado en innovaciones de vanguardia y aplicaciones prácticas en tecnologías solares y de almacenamiento, mostrando las soluciones más avanzadas y sostenibles en sistemas energéticos inteligentes y ecológicos.

DAS Solar presenta su serie N-type en la exposición, incluyendo módulos bifaciales de vidrio dual de 620W y 72 celdas, módulos rectangulares DAS Black de 515W y 60 celdas, módulos rectangulares de 465W y 54 celdas con marco negro, y módulos ligeros con marco. Los productos fiables, ecológicos y diferenciados de DAS Solar destacan la fortaleza de la marca, atrayendo una atención significativa de la audiencia global.

Como líder en tecnología de tipo N, DAS Solar ha mejorado significativamente la apariencia, el rendimiento y la fiabilidad de los módulos de la serie N-type. El módulo bifacial de vidrio dual de 620W y 72 celdas incorpora tecnología N-type TOPCon 4.0 Plus, con un diseño de media celda, corte láser y encapsulación de vidrio dual. La serie N-type de DAS Solar logra una eficiencia de conversión de hasta el 23%, con una degradación del primer año de ≤1% y degradación anual posterior de ≤0.4%.

Ofrecen ventajas como cero degradación inducida por la luz (LID), mayor bifacialidad, menor coeficiente de temperatura y mejor rendimiento en condiciones de baja luminosidad, cumpliendo con los requisitos de diversos escenarios de aplicación, incluyendo proyectos residenciales, comerciales y a gran escala.

Un módulo rectangular DAS Black de 515W y 60 celdas y un módulo rectangular de 465W y 54 celdas con marco negro se introducen para atender el mercado fotovoltaico distribuido local. Este producto ha sido mejorado con un nuevo proceso de recubrimiento y un diseño negro elegante que permite integrarse perfectamente en entornos arquitectónicos, mientras cumple con los requisitos de rendimiento y estética para aplicaciones en techos distribuidos.

El módulo ligero de 475W con media celda y marco presenta un diseño sin vidrio, reemplazando las láminas traseras fotovoltaicas tradicionales con materiales compuestos de polímero de flúor patentados, logrando una reducción de peso de más del 70% y superando los desafíos de instalación en techos de baja carga. Con su estructura desmontable, el módulo es fácil de instalar y altamente compatible.

Un diseño de marco patentado minimiza los riesgos de microfisuras y cumple con los requisitos IEC para cargas de nieve de 5400Pa y cargas de viento de 2400Pa, garantizando alta fiabilidad en regiones con ambientes variables y complejos.

En los últimos años, DAS Solar ha expandido activamente su presencia global, estableciendo subsidiarias en Europa para construir una red integral de ventas y servicios localizados. Este compromiso garantiza que DAS Solar proporcione a los clientes europeos una garantía confiable de valor óptimo a largo plazo.

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Future Energy Summit (FES), la plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables, llevará adelante una nueva propuesta virtual enfocada en las energías renovables en Brasil durante este jueves 26 de septiembre a partir de las 7:00 am MEX / 8:00 am COL / 10:00 am / 15:00 pm ESP. 

Inscripción gratuita: https://www.inscribirme.com/brazil-future-energy-virtual-summit

Brazil Future Energy Virtual Summit será un evento online de gran relevancia que se transmitirá en vivo en los canales de YouTube y LinkedIn de FES y que significará un espacio de discusión con los principales referentes del sector en torno a uno de los mercados solares más grandes del mundo. 

El webinar comenzará con un panel de debate titulado “Avances tecnológicos y oportunidades del setor fotovoltaico brasileño”, tecnología que ya suma 31,94 GW instalados en generación distribuida y 15,08 GW en proyectos de generación centralizada; a la vez que se esperan nuevos récords de potencia renovable para los próximos años. 

Dicho panel lo integrarán Victor Soares, LATAM Technical Manager de JA Solar; José Luis Blesa, Sales Director de Seraphim; Mauro Basquera, Technical Manager Latam de Sungrow; y Rafael Feijó, solution Manager de Huawei Digital Power. 

Referentes que se encargarán de analizar las políticas regulatorias y arancelarias que posee el país, posibilidades de producción local, estrategias para lograr un mayor market-share y qué esperar sobre la evolución del almacenamiento a partir de baterías. 

Seguido de ello, tendrá lugar el panel debate denominado “Tendencias y proyecciones de la energía solar en Brasil”, con la presencia de Daniel Pansarella, country manager Brazil de TrinaSolar, RamónNuche, director LATAM de AESolar, RicardoMarchezini, country manager de Risen, y Denis Ribeiro Cola, pre-sales engineer de Solis.

Los especialistas conversarán en el evento Brazil Future Energy Virtual Summit acerca de las soluciones que ofrecen para el mercado, los principales retos a futuro y qué tecnologías pueden ser complemento de la generación solar fotovoltaica para lograr una matriz energética más verde. 

Y cabe destacar que este evento de FES llega en un momento justo para la industria renovable, considerando que recientemente el gobierno lanzó la Política Nacional de Transición Energética (PNTE), que contará con dos instrumentos centrales con foco en la creación de una ley específica que permitan atraer alrededor de dos millones de reales en nuevos proyectos y que estará articulado con el Plan Clima, la Nueva Industria Brasil, el Pacto por la Transformación Ecológica y el Programa de Aceleración del Crecimiento (PAC). 

Asimismo, la regulación de los sistemas de almacenamiento en baterías (BESS) fue incluída en la agenda del Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) de Brasil para el cierre del 2024, con foco estará puesto en los requisitos de conexión al Sistema Interconectado Nacional (SIN), procesos de integración y las reglas de planificación, programación, operación en tiempo real y post-operación; sumado a que la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) también incluyó dichos temas para tratarlos en lo que resta de este año o en 2025. 

Por lo que estos temas y muchos más se debatirán durante el Brazil Future Energy Virtual Summit, que se transmitirá en vivo a través de los canales de YouTube y LinkedIn de FES y que nuevamente será un espacio de diálogo significativo sobre el presente y futuro para todo el sector energético de la región. 

Para más información sobre la gira completa y futuros encuentros presenciales, se puede consultar la página oficial del Future Energy Summit en este enlace. 

La entrada Es hoy y con transmisión en vivo: líderes del sector fotovoltaico de Brasil edebatirán sobre oportunidades y tendencias se publicó primero en Energía Estratégica.

Una nueva edición del Latam Future Energy Virtual Summit, organizado por Future Energy Summit (FES), reunió a destacados representantes de empresas clave del sector de energías renovables. Durante el evento, se discutieron las innovaciones tecnológicas que buscan potenciar la competitividad y el crecimiento en la región.

Entre los panelistas, Vanderleia Ferraz, Omar Ávila, Sergio Rodríguez y Alejandro Martínez compartieron sus perspectivas sobre las últimas tendencias y los desafíos que enfrentan en América Latina.

Primeramente, Vanderleia Ferraz, gerente de productos de Risen para América Latina, destacó los avances en la tecnología HJT (Heterounión con Película Delgada). “Estamos trayendo paneles con mayores eficiencias y características técnicas adaptadas a las condiciones del mercado latinoamericano, como la alta incidencia de temperaturas. Nuestros paneles HJT tienen un menor coeficiente de pérdida por temperatura y menor degradación, lo que asegura un mayor retorno financiero para los inversionistas”, comentó Ferraz. Con una capacidad de producción de 48 GW, de los cuales 21 GW están dedicados a esta tecnología, Risen busca liderar la transición energética con soluciones adaptadas a la región.

Omar Ávila, Sales Manager de Runergy, explicó cómo su empresa inicialmente abocada a fabricación de celdas ha evolucionado hacia una integración vertical que abarca desde la extracción de silicio hasta la producción de módulos solares. “Contamos con una capacidad de 21 GW en módulos y 63 GW en celdas solares, lo que nos permite garantizar la calidad de nuestros productos”, señaló Ávila. Además, subrayó la importancia de las innovaciones que están desarrollando, como el uso de galio en lugar de boro en las celdas solares, lo que reduce la degradación interanual y aumenta la eficiencia. “Estamos trabajando en celdas solares con una capa adicional de perovskita que permitirá optimizar la producción energética y alcanzar eficiencias mayores al 30%”, agregó.

Sergio Rodríguez, Chief Technology Officer (CTO) LATAM de Solis, destacó la importancia de la adaptación tecnológica a las normativas de cada país para continuar aportando a la competitividad desde la innovación. “A pesar de que el sol brilla igual en todos los países, cada uno tiene restricciones particulares. En Solis, hemos desarrollado soluciones que se adaptan a las diferentes capacidades y normativas en distintos mercados”, explicó Rodríguez. Además, señaló que los en la actualidad están enfocados a los sistemas de monitoreo como diferencial esencial para ofrecer un servicio postventa de calidad, algo cada vez más demandado por los clientes al rededor del mundo.

Finalmente, Alejandro Martínez Pulido, gerente comercial de DIPREM, enfatizó el papel de la mano de obra calificada en el éxito de los proyectos de energías renovables. “Nuestro principal enfoque es el suministro de personal, pre commissioning y commissioning, la supervisión de obras y la capacitación del personal en temas de Seguridad y Salud en el trabajo”, afirmó Martínez. DIPREM, empresa de servicios integrales que entre su Core Business está el sector eléctrico, ha expandido su presencia en América Latina y trabaja en la concientización y educación de su personal para asegurar el cumplimiento de las regulaciones locales alineados a los últimos avances tecnológicos.

En espacio de diálogo promovido por FES, los referentes empresarios comentaron cómo cada empresa está innovando y adaptándose a los desafíos regionales, con el objetivo común de aumentar la competitividad en el sector energético renovable de América Latina. Puede acceder a las declaraciones completas en el video de la transmisión en vivo que aún está disponible.

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 ¿Cuáles son los países de Centroamérica que ya han logrado avanzar en un marco regulatorio de almacenamiento? 

Ante el crecimiento de las renovables, se ha puesto en la mesa la necesidad de contar con marcos regulatorios para el almacenamiento; en tanto, son claves para la descarbonización de los sistemas energéticos y un complemento adecuado para aportar flexibilidad a los sistemas con el fin de mantener el balance continuo entre la generación y la demanda.

No obstante, los avances existentes son respecto de normas técnicas, no de leyes o normas supranacionales que den incentivos, promuevan el almacenamiento y finalmente brinden seguridad jurídica a estas inversiones, veamos algunos casos:

Guatemala: La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) aprobó este año la propuesta normativa para la instalación, operación y remuneración de sistemas de almacenamiento adjuntos a centrales solares y eólicas, denominada en la propuesta normativa como Generación Híbrida Autónoma (GHA).
Honduras: La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) está trabajando una reforma al Reglamento de la Ley General de la Industria Eléctrica y el Reglamento de Operación del Sistema y Administración del Mercado Mayorista con el fin de incorporar el almacenamiento en sistemas híbridos y para la expansión de la misma red de transmisión. 
Costa Rica: La Autoridad Reguladora de Servicios Públicos (ARESEP) sometió a consulta pública una reforma Norma Técnica de Planeación, Operación y Acceso al Sistema Eléctrico Nacional (POASEN), que incorpora un capítulo sexto sobre la integración al SEN de energías renovables variables y sistemas de almacenamiento; en la cual, se establecen nuevas condiciones para dicha integración, considerando aspectos tanto para conexiones en alta como en media tensión con el fin de garantizar una integración segura y efectiva de fuentes de energía limpia en la red nacional.
Panamá: La Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) aprobó modificaciones a las Reglas Comerciales para el Mercado Mayorista de Electricidad, en donde ahora, se permite el uso de Sistemas de Almacenamiento de Energía en los distintos segmentos de la cadena incorporando figuras como el SAE, SAEb y SAEBt.

¿Qué condiciones deben estar presente para lograr una armonización regulatoria del almacenamiento y lograr una coincidencia de condiciones regulatorias en los países de Centroamérica?

El almacenamiento tiene potencial para prestar una amplia variedad de servicios al sistema; de ahí que, su regulación debe garantizar que se aproveche todo este potencial de manera óptima; pues ciertamente, la realidad nos obliga a pensar en condiciones habilitantes, modelos de negocio viables para satisfacer las necesidades del sistema, señales de precios y esquemas retributivos que permitan viabilizar el mismo.

Dicho esto, la construcción de un marco general y habilitante del almacenamiento implica -de entrada- un diseño regulatorio tecnológicamente neutro; no podemos impulsar modelos regulatorios que propicien la discriminación entre las distintas tecnologías de almacenamiento; incluyendo la no exclusión del propio respaldo térmico para asegurar la firmeza del sistema en situaciones de indisponibilidad de las energías renovables variables.

Pero de igual forma, la certidumbre regulatoria -que se espera-, implica definir reglas claras que: 1) propicien el desarrollo de proyectos (modelos de negocio, permisología, condiciones de conexión y acceso), 2) definan cómo será la participación en el mercado (prestación de servicios), 3) establezcan condiciones económicas (cargos, peajes, retribuciones, incentivos, ayudas). De ahí que, materializar los beneficios del almacenamiento energético dependerá de la definición de marcos regulatorios que fomenten el desarrollo de modelos de negocios atractivos aprovechando las distintas tecnologías, condiciones que bien pueden adoptarse en los países de la región con el fin de tener reglas lo más uniformes posibles incluso que contribuyan al robustecimiento y resiliencia del SIEPAC. 

Contemplando la pirámide de Kelsen, ¿qué barreras identificas para su implementación si es que no hay reformas a las leyes generales de la industria eléctrica de cada país? 

El fenómeno del Niño puso en evidencia la vulnerabilidad de los sistemas de cada país, acentuando el debate respecto la seguridad energética de cada país, al punto de que varios países de Centroamérica impusieron límites de exportación durante la fuerte sequía causada por este con el fin de resguardar su generación propia para la atención de la demanda nacional. Las inyecciones de energía al MER se redujeron considerablemente, con una disminución del 40% respecto al mismo periodo de 2023. Los altos precios de las ofertas de inyección al MER resultaron en precios nodales muy superiores a los del primer cuatrimestre de 2023. Además, la menor disponibilidad de agua afectó la generación de energía hidroeléctrica en Costa Rica, llegando a tener costos marginales que superaron los 500 USD/MWh en abril. 

Esto impactó al MER, ya que las ofertas del Instituto Costarricense de Electricidad superaron los 600 USD/MWh. Por lo tanto, es crucial evaluar el MER en el contexto energético actual de la región. Situación que pone -una vez más- la relevancia del almacenamiento ante la variabilidad de las renovables, incluso a efectos de los mismos costos de transacciones de energía.

Al margen de las reformas que se puedan dar en cada uno de los países. Es importante recordar que, el Mercado Eléctrico Regional goza de una naturaleza jurídica supranacional con reglas de Derecho Comunitario, cuya norma suprema es el Protocolo de Tegucigalpa a la Carta de la Organización de los Estados Centroamericanos, seguido de un instrumento complementario que es el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central (TMMEAC), mismo que, en el diseño Constitucional de los países de Centroamérica este tratado es una norma que priva sobre las leyes ordinarias. 

De tal suerte que, a nivel del MER bien podrían implementarse condiciones regulatorias para la adopción del almacenamiento por parte de la CRIE como ente regulador y normativo del MER, pues justamente es una función de esta procurar el desarrollo y buen funcionamiento de este conforme a los principios de Competencia, Gradualidad y Reciprocidad. Sin embargo, hay que hacer hincapié en que, al margen de lo que facilite o promueva la CRIE, el almacenamiento a gran escala como sería el caso de almacenamiento en el MER y probablemente en transmisión, implica que cada empresa en su país que aporte este activo deba tener los incentivos necesarios  para realizar dichas inversiones mismas que hoy siguen siendo altas; y ese costo -justamente- se mitiga cuando existe promoción, incentivos o cuando el costo del almacenamiento baje lo suficiente; puesto que, el TMMEAC por sí mismo no alcanza a definir incentivos (fiscales por ejemplo) para tal cometido.

Lo que sí debe señalarse es que, materializar los beneficios del almacenamiento energético en el MER dependerá de la definición de condiciones regulatorias que fomenten el desarrollo de modelos de negocios atractivos usando las tecnologías de almacenaje, de forma tal que la certeza regulatoria supere las barreras referidas con el establecimiento de condiciones de acceso y conexión a la red, precisar permisos y autorizaciones, cargos de red, pagos que recibirán los sistemas de almacenaje energético incluyendo pagos por arbitraje de energía, capacidad, y balance. 

Finalmente, es importante dar señales de mucha seguridad jurídica a las inversiones, pues ello, es crucial para acceder al financiamiento e incentivos que disminuyan el riesgo a invertir en estas tecnologías, cuyo atractivo todavía no se ha materializado en diferentes países para los inversionistas del sector privado. 

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La Asociación Mexicana de Hidrógeno y Movilidad Sostenible (H2 México) está lista para presentar una nueva estrategia industrial para el desarrollo del hidrógeno en México.

Este paso representa una actualización significativa de la hoja de ruta elaborada por la asociación hace dos años y se espera socializar con las autoridades entrantes en los próximos días, con la esperanza de sentar las bases para una estrategia nacional de hidrógeno.

Esta evolución de la hoja de ruta hacia una estrategia industrial responde al desarrollo de proyectos que no existían hace dos años. «Actualmente, hay 15 proyectos de hidrógeno en marcha en México, con una inversión estimada de 20.000 millones de dólares», introdujo Israel Hurtado, presidente de H2 México.

Según precisó el referente empresario, estos proyectos abarcan la producción de hidrógeno verde, amoníaco verde y metanol, y se encuentran en diversas etapas de desarrollo, uno de ellos incluso ya ha obtenido sus permisos ambientales.

Hacia una estrategia nacional del hidrógeno

Aunque la estrategia industrial de H2 México ofrecerá una guía clara para el desarrollo de este vector energético, Hurtado subrayó que una estrategia nacional oficial es crucial para consolidar el progreso.

«Podemos tener una hoja de ruta y una estrategia industrial, pero una estrategia nacional de hidrógeno solo puede ser formulada por las autoridades», afirmó. Desde la perspectiva del referente empresario una estrategia nacional deberá incluir además aspectos como la regulación, las normas técnicas y los permisos necesarios para impulsar el crecimiento de la industria del hidrógeno. La asociación ya habría identificado las acciones necesarias para avanzar en estas áreas, y espera compartir sus hallazgos con las autoridades en las próximas semanas.

En este sentido, el referente de H2 México anticipó que planea reunirse con diversas autoridades de la nueva administración, incluyendo la Secretaría de Energía, la Secretaría de Economía y la Secretaría del Medio Ambiente, entre otras:

«Nuestro objetivo es ver cómo podemos impulsar juntos una estrategia nacional de hidrógeno», añadió Israel Hurtado, presidente de la Asociación Mexicana de Hidrógeno y Movilidad Sostenible (H2 México).

Incentivos para el desarrollo del hidrógeno

Para asegurar el crecimiento de la industria del hidrógeno en México, Hurtado postuló la importancia de contar con incentivos económicos, como sucede en países como España o Estados Unidos.

«Creemos que en México debería haber incentivos, sobre todo para reducir los costos de producción y permitir la masificación de la comercialización tanto del hidrógeno como de sus derivados», comentó.

Sin embargo, reconoció que la situación financiera actual del país podría limitar la implementación de incentivos directos. A pesar de esto, Hurtado tiene la esperanza de que la próxima administración apoye los proyectos de hidrógeno, especialmente ante las recientes declaraciones de Gabriel Yorio, subsecretario de Hacienda, quien fue confirmado para continuar en su puesto. Según Yorio, en torno a la transición energética el agua y las energías renovables serán temas centrales para el gobierno de la presidente Claudia Sheinbaum.

Entendiendo que el agua y las energías limpias son insumos clave para la producción de hidrógeno verde, el referente de H2 México valoró a las declaraciones del subsecretario como «buenas noticias» para la industria del hidrógeno. «Esto podría detonar aún más el desarrollo de esta industria y contribuir a la descarbonización industrial», afirmó.

Competencia y el rol de Pemex y CFE

Un aspecto relevante para el futuro del hidrógeno en México es la posible colaboración entre Petróleos Mexicanos (Pemex) y la Comisión Federal de Electricidad (CFE) en proyectos de hidrógeno.

«Nos da gusto que Pemex y CFE estén interesados en desarrollar proyectos de hidrógeno juntos», comentó Hurtado.

En concreto, Pemex ha expresado su intención de producir hidrógeno para sustituir el hidrógeno gris que consume en sus refinerías, mientras que CFE buscaría utilizar hidrógeno para complementar sus actividades de generación de electricidad. Desde la óptica de Hurtado, esta alianza podría acelerar el desarrollo de la industria y facilitar la regulación y comercialización del hidrógeno.

«Hay una gran necesidad de hidrógeno para la descarbonización industrial, la movilidad y otros sectores productivos que utilizan combustibles fósiles en sus procesos», indicó Hurtado. De allí que considere que colaboración entre Pemex, CFE y la industria privada podría cubrir esta creciente demanda.

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

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

Tras lograr semejante hito a nivel nacional, la Cámara Peruano-Alemana (AHK Perú) llevó adelante un encuentro titulado “Hidrógeno verde en la industria” en donde expertos del sector compartieron los beneficios, desafíos y experiencias del vector energético en la región.

Uno de ellos fue Juan Antonio Gutiérrez, asesor técnico de la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 PERÚ), quien explicó cuál es la estrategia más adecuada para impulsar este vector energético en el país.

En efecto, durante el encuentro se le preguntó si Perú debería atender primero la demanda interna o si debe enfocar sus esfuerzos en la exportación de hidrógeno verde.

Ante el interrogante el experto fue tajante y destacó: “Teniendo en cuenta los compromisos de descarbonización asumidos en el acuerdo de París, la prioridad debería ser la demanda interna en el Perú y luego una vez satisfecho ese mercado, podríamos empezar a pensar en exportar” .

Y agregó: “Lo más importante es descarbonizar la industria propia. Aunque Perú ha avanzado en el tema, aún tiene un buen margen de maniobras para adoptar en pos de diversificar su matriz energética”.

En este sentido, aseguró que desde H2 Perú siempre apoyarán en primera instancia la instalación de proyectos locales de menor escala (desde 5 MW a 40 MW) que permitan descarbonizar industrias o procesos productivos, y al mismo tiempo, aprender de la tecnología con un riesgo muy contenido a la inversión. 

De acuerdo a Gutiérrez, la exportación de hidrógeno es una oportunidad más “a largo plazo” ya que primero se requiere desarrollar la industria lo cual implica altos costos de infraestructura. 

“Aunque Perú tiene un alto potencial para ser exportador de hidrógeno renovable por su ubicación geográfica y sus relaciones comerciales fuertes con países como Japón y Alemania que plantean una adopción agresiva del vector energético y sus derivados, esto se dará en un periodo de largo plazo”, advirtió.

E insistió: “Esto apenas empieza: recién estamos germinando la semilla. El primer paso es generar la confianza de los inversores a partir de proyectos pilotos exitosos. El hidrógeno es un vector que crecerá en los siguientes 15 o 20 años. Aunque será una realidad, aún tenemos mucho trabajo por hacer”.

La minería como principal consumidor de hidrógeno verde

Si bien reconoció que aún no es competitivo aplicar este vector energético en ciertos sectores, augura que será una opción viable para el sector minero en el mediano plazo.

“El hidrógeno verde se volverá más costo efectivo sobre todo en la minería. H2 Perú siempre ha visto a la minería como un potencial sector líder para la utilización de hidrógeno por múltiples razones”, señaló.

Según el experto, se trata de un sector intensivo que requiere altos volúmenes de energía, opera en forma constante y ofrece un ecosistema variado. 

“La minería puede crear hubs de hidrógeno o centros de demanda. Se puede utilizar para los explosivos y para la movilidad tanto del personal que va a la mina en autobuses como a través de camiones mineros que consumen actualmente entre 3 y 4 mil litros de diesel”, concluyó.

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Enap y EDF firmaron un acuerdo de colaboración para iniciar estudios que permitan el uso del complejo industrial Cabo Negro de Magallanes, facilitando a EDF la eventual exportación de cerca de 400.000 toneladas anuales de amoníaco, entre otros productos derivados asociados al proyecto en desarrollo de EDF.

Cabo Negro está a 28 kilómetros de Punta Arenas, en la comuna de Río Verde, y cuenta con instalaciones portuarias, oleoductos y equipamientos claves para el tratamiento y distribución de combustibles en el país.  Actualmente, Enap impulsa una cartera de proyectos para aumentar las capacidades del complejo industrial y facilitar la importación de equipamientos relacionados con la industria de combustibles verdes. 

Los fuertes vientos de la zona -ideales para el desarrollo de proyectos de energía eólica-y la posición estratégica de Cabo Negro para el comercio marítimo mundial, representan ventajas únicas para el desarrollo de la industria del hidrógeno verde (H2v) y sus productos derivados, como el amoníaco verde. A su vez, EDF está desarrollando un proyecto de producción de H2v en Magallanes, por lo que está evaluando utilizar puertos externos para el movimiento de equipos y productos.

“Tenemos la firme convicción de que el trabajo público-privado es el camino más realista y posible para facilitar el desarrollo de la industria sostenible en la región de Magallanes y en ese proceso, Enap tiene un rol natural clave. Contamos con activos materiales, infraestructura, inversión y capacidades humanas instaladas que hacen una diferencia importante y competitiva a la hora de pensar en un ecosistema de oportunidades y desafíos que potencie a nuestro país a nivel mundial, cautelando y respetando el medio ambiente en una región tan relevante como ésta”, dijo la presidenta del Directorio de Enap, Gloria Maldonado.

«Nuestro Directorio ha sido un promotor del rol de la compañía en la transición energética y en la estrategia país para el desarrollo del hidrógeno verde y valoramos los esfuerzos de la administración en estas materias”, agregó. 

Por su parte, el CEO de EDF Chile, Joan Leal, expresó: “En EDF, estamos orgullosos de la firma de este MOU con Enap, un claro ejemplo de cómo la colaboración público-privada promueve el impulso y desarrollo del hidrógeno verde y sus derivados en Magallanes y en Chile. Esta alianza estratégica, basada en el uso de infraestructura compartida, es clave para construir una industria sostenible y competitiva en el sector.  Tanto Enap como EDF, en su calidad de empresa estatal francesa, comparten el compromiso de transformar el potencial de Magallanes en un motor de la transición energética del país y el mundo». 

A su vez, el gerente general de Enap, Julio Friedmann, afirmó que “Enap es una empresa clave para el suministro de combustibles en el país y tenemos el deber de adaptarnos a los desafíos presentes y futuros de Chile y el mundo para acelerar la transición energética y el desarrollo de procesos industriales más limpios. Contamos con la capacidad técnica instalada y el conocimiento de nuestros equipos para alcanzar las metas que el país ha fijado en materia de descarbonización, abordando al mismo tiempo con responsabilidad económica y socioambiental la construcción de una Enap más sostenible. Es en este contexto que propiciamos alianzas como la que hoy concretamos con EDF”.

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Hoy, a partir de las 7:00 am MEX / 8:00 am COL / 15:00 pm ESP, se desarrollará un nuevo evento virtual de Future Energy Summit (FES) centrado en el mercado fotovoltaico de Latinoamérica.

Inscripción gratuita: https://www.inscribirme.com/latam-future-energy-virtual-summit

La propuesta de FES es ofrecer un espacio de discusión con los principales referentes de la industria, quienes compartirán sus perspectivas sobre el futuro de la energía limpia en la región.

La jornada iniciará con un panel titulado «Energía Solar en Latinoamérica: Nuevas tecnologías y oportunidades del sector». Participarán en este panel figuras clave como Oliver Quintero de Sungrow Latam, Itzel Rojas de Seraphim, Victoria Sandoval de JA Solar y Oscar Iván Urrea Riveros de Chint Colombia.

Los expertos discutirán las tecnologías emergentes que están ofreciendo al mercado, detallando sus especificaciones y cómo estas soluciones están impulsando la transición energética en la región.

Un punto importante del debate será analizar cuáles son los países más atractivos en términos de avance en la transición energética, con especial énfasis en los casos de Colombia, Chile, México y Argentina.

Además, los panelistas explorarán el potencial del almacenamiento de energía en Colombia, así como las expectativas de crecimiento en Chile, México y Argentina, tres mercados clave para la energía solar.

También se analizarán las tendencias a corto y mediano plazo, proyectando hacia 2025 y discutiendo hacia dónde se dirige el mercado regional.

A continuación, a las 8:50 am, se desarrollará una entrevista destacada con Ricardo Garro Ruiz, Key Account Director de Huawei para Latinoamérica.

Durante la entrevista, Garro Ruiz ofrecerá un balance del mercado de 2024 en comparación con 2023, y compartirá sus expectativas para el cierre del año.

También se tratarán temas como las soluciones de almacenamiento, que ya están ganando terreno en Europa y Estados Unidos, pero cuya adopción en Latinoamérica aún presenta algunos desafíos, salvo en mercados como Chile.

Además, se evaluarán las perspectivas de crecimiento en mercados importantes de la región, con un enfoque en países como Argentina y México.

El segundo panel, que comenzará a las 9:00 am, se titulará «Tendencias en Energía Renovable: innovación y competitividad en Latinoamérica». Participarán Sergio Rodríguez de Solis, Omar Ávila de Runergy, Vandy Ferraz de Risen y Alejandro Martinez Pulido de DIPREM, quienes discutirán las tendencias que están percibiendo en el mercado renovable latinoamericano, así como las soluciones en las que sus empresas están trabajando para impulsar el crecimiento del sector.

Además, se abordarán los impactos que los precios de los paneles solares han tenido en la situación financiera de las empresas y qué proyecciones de precios se manejan actualmente.

Se hará un enfoque especial en los tipos de proyectos que avanzan con mayor rapidez en la región y en los perfiles profesionales más demandados para llevar adelante estos proyectos de manera exitosa.

El evento de FES se transmitirá gratuitamente a través de YouTube y LinkedIn.

Evento sobre Brasil

Mañana, el evento se trasladará virtualmente a Brasil, con un enfoque exclusivo en este mercado. El primer panel, titulado «Avanços tecnológicos e oportunidades no setor fotovoltaico brasileiro», comenzará a las 10:00 am y contará con la participación de Victor Soares de JA Solar, José Luis Blesa de Seraphim, y representantes de Sungrow, Huawei Digital Power y Chint.

Este panel analizará el estado actual del mercado solar fotovoltaico en Brasil, explorando las expectativas de crecimiento para el cierre de 2024. Además, se discutirá el impacto potencial de las políticas arancelarias para los paneles solares chinos en el país, y si existe la posibilidad de que las empresas chinas opten por establecerse y producir localmente en Brasil.

La segunda parte del evento brasileño comenzará a las 10:50 am con el panel «Tendências e projeções para a energia solar no Brasil», en el que participarán Daniel Pansarella de Trina Solar, Marcel Peralta de Canadian Solar, Ramón Nuche de AESolar, Ricardo Marchezini de Risen y Denis Ribeiro Cola de Solis.

Los panelistas explorarán las proyecciones del mercado fotovoltaico para 2025, incluyendo el papel crucial que jugará el almacenamiento a partir de baterías en los próximos años. Se discutirán también los principales desafíos que enfrenta el sector en Brasil, desde las políticas energéticas hasta las estrategias para fortalecer la autogeneración de energía solar en el país.

Ambos eventos de FES se transmitirán gratuitamente a través de YouTube y LinkedIn, y los interesados pueden inscribirse previamente aquí. Para más información sobre la gira completa y futuros encuentros presenciales, se puede consultar la página oficial del Future Energy Summit en este enlace.

FES es una oportunidad única para conectar con los líderes de la energía renovable en la región, discutir los retos y oportunidades del sector, y explorar las innovaciones que están configurando el futuro de la energía en Latinoamérica y Brasil.

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El gobierno de Javier Milei reconoció que Argentina podría tener cortes de energía programados durante el verano del 2025, tal como meses atrás advirtió un informe de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA), producto de la falta de inversiones en el sector y la disminución de la generación de diferentes centrales. 

“Nos estamos anticipando al peor escenario de un verano que se espera más cálido que el anterior, con posible menos hidraulicidad en Brasil, la parada programada de planta de Atucha I y que otras centrales salieron de servicio”, indicó Daniel González, secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación.

“Es una consecuencia de hacer las cosas mal por muchos años, de modo que se agregó poca generación. Por ende, el sistema no tiene reservas de potencia, estamos al límite y podrían producir cortes”, agregó durante un evento de la Cámara de Comercio de los Estados Unidos en Argentina (AmCham). 

Por ese mismo motivo, la Secretaría de Energía de la Nación trabaja en una resolución que pondrá en marcha el “Programa de Emergencia Verano 2024/2025” con la finalidad de evitar, reducir o mitigar la crítica condición de abastecimiento de energía para el período estival 2024/2025. 

“En los próximos días saldrán una serie de medidas para incentivar al máximo la generación. Las medidas se trabajan en conjunto con la distribución y la transmisión dentro del ámbito de CAMMESA, y también sacaremos un incentivo para la gestión de demanda de grandes usuarios industriales”, confirmó González. 

“Atenuará y mitigará los impactos en el corto plazo, este verano o el siguiente; pero al mismo tiempo tratamos de gestionar el largo plazo, normalizando el sector, dado que el marco regulatorio tiene más de 30 años y dentro de unos meses se realizará el tercer ajuste quinquenal de tarifas. Eso da una pauta de lo mal que funcionó con los distintos gobiernos”, complementó. 

Energía Estratégica accedió al borrador que está abordando la cartera energética nacional a cargo de Eduardo Rodríguez Chirillo, que propone diversos puntos para disminuir la posibilidad de electricidad: 

Intercambios energéticos (temporales e intertemporales) con otros países de la región.
Análisis de “otras formas alternativas de generación y almacenamiento”.
Remuneración adicional a las generadoras termoeléctricas y procedimiento de despacho de carácter excepcional de aquellas unidades que se encuentren próximas a finalizar su vida útil.
Fomento a nuevas inversiones destinadas a expandir el sistema de transmisión.
Acelerar las obras de transporte eléctrico en alta tensión y por distribución troncal que se encuentren con un avance igual o superior al 80%, con el objetivo de crear mecanismos que permitan su puesta en servicio comercial en el menor plazo posible. 
Promoción de la instalación de unidades de generación móviles (UGEMS) en las redes de distribución.
Compensación económica (USD x MWh) para Grandes Usuarios Mayores (GUMAS) dispuestos a cortar su consumo de energía en aquellos días de altas temperaturas,  siempre y cuando sus requerimientos máximos declarados sean mayores a 10 MW.
Control adecuado y fiscalización de los medidores inteligentes instalados.

Además de ello, el secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación aseguró que “pronto” el Poder Ejecutivo lanzará licitaciones para la expansión de las redes de transmisión a nivel nacional y retomará las convocatorias para la instalación de nueva potencia; aunque aún resta saber si ello será para proyectos térmicos hidrocarburíferos y gasíferos o si habrá una ventana de oportunidad para nuevos parques renovables. 

Como bien dijo @GAFrancosOk, los cortes programados que se evalúan dentro del Plan de Contingencia del verano 2024-2025, son voluntarios y para industrias. No para hogares. pic.twitter.com/rSyPGH3aii

— Eduardo R. Chirillo (@chirilloeduardo) September 24, 2024

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La Superintendencia de Electricidad (SIE) aprobó la Audiencia Pública del Reglamento de aplicación para la Prestación de los Servicios Auxiliares de Regulación de Frecuencia. Esta iniciativa expresada en la resolución SIE-091-2024 podrá marcar un hito en la regulación del sistema eléctrico de la República Dominicana, por lo que desde el sector privado siguen de cerca su avance y están atentos al anuncio de la fecha límite para realizar aportaciones.

Augusto Bello, gerente general de A&A Business Intelligence Group (AABI Group), señaló que esta regulación es clave para la integración de energías renovables en el sistema. En conversación con Energía Estratégica, Bello explicó que la resolución surge en respuesta al Decreto 523-23, emitido por el presidente Luis Abinader, que exige la modificación de los artículos vinculados a mejorar los servicios y facilitar una mayor penetración de energías renovables.

“La Superintendencia estuvo trabajando con técnicos internos, asesores externos y agentes del sector para socializar este reglamento, lo que consideramos como un muy buen primer paso para corregir distorsiones actuales y permitir una mayor integración de renovables a través del uso de baterías para la regulación de frecuencia”, señaló el ejecutivo de AABI Group.

Aunque la regulación introduce cambios que, a primera vista, parecen menores, Augusto Bello, quien fue director de Compras, Energía y Regulación de EDEEste, subraya que estos tendrán un impacto profundo en el mercado. El cambio más notable -observó- es la obligatoriedad de la regulación primaria de frecuencia para todos los agentes del sistema, contemplando un periodo de transición.

La implementación de baterías, ya sean de corriente continua (DC) o alterna (AC), será compensada con incentivos establecidos para la regulación de frecuencia. “Este aspecto es crucial, ya que promueve el uso masivo de baterías en el sistema para prestar servicios esenciales”, añadió.

Uno de los cambios más significativos es la eliminación del concepto de lucro cesante que, desde la óptica de Bello, en el pasado generaba distorsiones en la remuneración por regulación de frecuencia. “La nueva compensación está basada únicamente en el incentivo para sistemas de almacenamiento multiplicado por un margen asignado a cada generador. Antes, la diferencia entre el costo marginal y el costo variable creaba inequidades, permitiendo que generadores con costos variables más bajos recibieran mayor remuneración”, explicó.

Empresas como AES, ITABO, Dominican Power Partners (DPP) y Seaboard están avanzando en la incorporación de sistemas de almacenamiento en baterías. Bajo el esquema anterior, esas baterías eran compensadas en función del costo variable de la planta. Ahora bien, el gerente general de AABI Group cuestionó: “Yo siempre advertí que remunerar las baterías de esta forma era un error, porque beneficiaba más a las plantas con costos variables más bajos. Esta distorsión ahora se corrige con el nuevo reglamento”, afirmó Bello.

Si bien el avance en servicios auxiliares abre nuevas oportunidades de negocio en el mercado dominicano, desde el sector advierten que el sistema necesita más que solo regulación de frecuencia. “El sistema requiere ampliar los servicios suplementarios. Una misma batería de dos horas, como se establece en la resolución, puede utilizarse no solo para regular frecuencia, sino también para regular tensión, hacer arbitraje e incluso para arranque negro. Lamentablemente, aunque se aprobó esta resolución, el arranque negro seguirá dependiendo de las centrales hidroeléctricas, lo que limita el potencial de las baterías”, comentó Augusto Bello.

Disconformidad en algunos sectores

No todos los actores del sector están conformes con la nueva regulación, especialmente las empresas con generadoras hidroeléctricas que, al no tener costo variable o tener costo variable cero, antes recibían una remuneración basada en el costo marginal más un margen y con la nueva normativa dejarán de percibir estos montos. De igual forma, las empresas que ya tienen baterías instaladas también dejarán de recibir el lucro cesante, lo que podría generar quejas.

“En cuanto a las hidroeléctricas, creo que deberían recibir un trato diferente, ya que seguirán siendo responsables del arranque negro”, consideró Augusto Bello, gerente general de A&A Business Intelligence Group (AABI Group). 

Lo que sigue

Con la aprobación de la audiencia pública, el siguiente paso será la realización de la vista pública. Y, aunque aún hay que esperar la definición de una fecha por parte de la Superintendencia de Electricidad (SIE), las expectativas son de que se lleve a cabo este año. Todos los agentes del sector podrán presentar sus comentarios por escrito antes de ese evento.

Después de la vista pública, la SIE evaluará las aportaciones junto con su equipo y consultores, para luego emitir la versión final de la resolución. Una vez emitida, las empresas tendrán 30 días para recurrirla si no están de acuerdo. Si nadie la impugna, se convertirá en definitiva.

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La Contraloría General de la República (CGR) de Chile se pronunció sobre la decisión de la Comisión Nacional de Energía (CNE) de incluir una componente que recoja las fluctuaciones de los costos sistémicos en las Bases de Licitación de Suministro Eléctrico a Clientes Regulados 2023/01, señalando que esto “no altera las normas a los sujetos que deben asumir su pago”.

De este modo, el organismo contralor respondió a la solicitud presentada en abril por la Corporación Nacional de Consumidores y Usuarios (Conadecus) respecto de la juridicidad de las “Bases Definitivas de Licitación Pública Nacional e Internacional para el Suministro de Energía y Potencia Eléctrica para Abastecer los Consumos de Clientes Sometidos a Regulación de Precios, Licitación Suministro 2023/01”, cuyo texto refundido fue aprobado mediante la resolución exenta N° 47, de 2024, de la CNE.

Pronunciamiento

El requerimiento planteó que en dichas bases se incluyó la componente de “costos sistémicos” en la fórmula de indexación del precio de la energía, los cuales serían -según Conadecus- asumidos por los consumidores finales en lugar de las empresas generadoras. Sin embargo, el pronunciamiento de la CGR ratificó la legalidad de la actuación de la CNE al definir las bases.

“Como es posible advertir, la LGSE faculta a la CNE para definir en las bases de licitación las fórmulas de indexación conforme a las cuales se reajustarán los precios de nudo de largo plazo de energía y potencia que se obtengan como resultado de aquel certamen, que concluye con la suscripción de un contrato de suministro entre la concesionaria de distribución y su suministrador”, sostiene el pronunciamiento.

En su análisis y conclusiones, la CGR establece que la inclusión de una componente que recoja la fluctuación de costos sistémicos, por un periodo determinado de tiempo, se enmarca dentro de las facultades que la Ley entrega a la CNE “para definir en dichas bases las fórmulas con arreglo a las cuales se reajustará el precio de nudo de largo plazo de la energía”.

Además, el pronunciamiento señala que no se advierte que las Bases de Licitación 2023/01 “alteren los sujetos que deben asumir el pago de tales costos -singularizados en las normas legales y reglamentarias precedentemente transcritas-, los que siguen siendo los obligados a efectuar esos pagos”.

“En mérito de lo expuesto, y teniendo presente además que la inclusión, en la fórmula de que se trata, de una componente que recoja las fluctuaciones de los costos sistémicos durante la vigencia del contrato, aparece suficientemente fundada en su informe, en el marco de la competencia de la CNE, se rechaza la reclamación planteada”, puntualizó la Contraloría.

La respuesta del organismo contralor fue valorada por el Secretario Ejecutivo de la CNE, Marco Mancilla, por cuanto ratifica la legalidad de la actuación de la CNE al definir el contenido de las Bases de Licitación 2023/01, habiendo esta obrado dentro de sus facultades en cuanto a la determinación de la fórmula de indexación del precio de la energía.

La entrada Contraloría General de Chile ratificó decisión de la CNE de incluir componente de cálculo de costos sistémicos en Bases de Licitación de Suministro 2023/01 se publicó primero en Energía Estratégica.

Como ya había anticipado Energía Estratégica, Proinversión proyectó inversiones para la generación de energías limpias en Arequipa que superan los 5 billones de dólares, más del 60% del monto total de inversiones adjudicadas en el Perú para el 2024.

Teniendo en cuenta este potencial, cada vez más stakeholders tanto públicos como privados exploran las oportunidades que existen en la región peruana para montar proyectos renovables.

En diálogo con este medio, Luis Núñez Torrres, Diseñador de planeamiento estratégico reveló que INVEMA se ofreció a financiar y construir 3 plantas hidroeléctricas desalinizadoras en el departamento de Arequipa en unos 3 a 5 años a través de un contrato o PPA a largo plazo de empresas públicas o privadas, que le aseguren la compra del agua y de la electricidad que producirán las plantas.

Según el experto, cada planta está diseñada para generar 2 mil megavatios de energía es 100% renovable y costarían cerca de 4 mil millones de dólares, tomando como referencia una planta similar que construyó “Minera la Escondida” en Chile.

Se trata de un nuevo modelo de hidroeléctrica submarina que usa la energía potencial de las olas y de las corrientes marinas para producir grandes cantidades de electricidad a tarifas de venta muy bajas.

Con la electricidad generada, se hierve el agua de mar que al transformarse en vapor, se separa de la sal. Este nuevo tipo de desalinizadora tiene la ventaja competitiva de que puede enviar el vapor mediante tuberías a zonas que se encuentran a más de 100 kilómetros en la sierra, donde se emplearía para generar electricidad en una central termoeléctrica, luego se procede a enfriar dicho vapor, con lo que se obtiene agua pura.

El caudal de agua se utiliza para generar electricidad en una central hidroeléctrica, lo que permite recuperar gran parte de la electricidad que se usó en desalinizar el agua de mar. Esto reduce enormemente los gastos operativos, que se traducen en tarifas eléctricas de venta más bajas.

“La venta de la sal es un Activo Estratégico, que reduciría significativamente los precios del agua y de la electricidad. Con esto se resolvería el principal problema que afronta actualmente el hidrógeno verde, que es el alto precio de la electricidad que se requiere para producirlo de manera rentable”, explica.

De acuerdo al ejecutivo, la propuesta de la Gerencia de Inversión Privada del Gobierno Regional de Arequipa hecha a INVEMA contempla producir combustibles sintéticos. Al mezclar hidrógeno con dióxido de carbono que se capturaría de la atmósfera, se pueden producir combustibles ecológicos o e-fuels (petróleo, gasolina, gas).

Una de las plantas que se construirá en la provincia de Camaná, podría abastecer con 182 millones de metros cúbicos anuales al Proyecto Majes-Siguas II, con lo que se podría irrigar 60.000 hectáreas.

La segunda planta, se construirá en la provincia de Islay, con lo que se plantea irrigar 150.000 hectáreas para sembrar maíz, para producir 900.000 toneladas de bioplástico.

“Con la producción de hidrógeno verde se producirían fertilizantes sintéticos en lugar de usar el gas de Camisea cuyas reservas se acabarán en el 2040. Esta irrigación crearía una ciudad de 1.4 millones de habitantes, generaría cerca de 900.000 empleos directos e indirectos. De esta forma, Arequipa sería un modelo piloto, que se podría replicar desde Tumbes hasta Tacna y la falta de agua será cosa del pasado”, afirma.

El costo actual de producción es de unos 8 dólares por kilo de hidrógeno, y se calcula que podría ser competitivo a partir de los 2.5 dólares. Según Nuñez, la meta es que este nuevo tipo de hidroeléctricas submarinas logren vender a un precio altamente competitivo.

“Las hidroeléctricas submarinas cuentan con una gran ventaja competitiva sobre otras fuentes renovables; funcionan las 24 horas del día, los 365 días del año, a diferencia de la energía solar que solo funciona de día, la energía eólica 265 días efectivos aproximados al año, o las hidroeléctricas que reducen su producción en tiempos de sequía”, argumenta.

“Teniendo en cuenta todos estos factores, el precio del hidrógeno verde que pueden producir, podría lograr el precio de venta de un dólar el kilo de hidrógeno verde, que sería el más bajo del mundo”, concluye.

La entrada Antai Solar revela el ranking de los países más atractivos de Latinoamérica se publicó primero en Energía Estratégica.

El Congreso de la República ha agendado para su debate y aprobación el dictamen en mayoría que recoge la propuesta del Poder Ejecutivo para modificar la Ley 28832 (PL4565/PE), con el objetivo de abrir la competencia en el sector eléctrico y permitir que los bajos costos de las energías renovables se trasladen a los usuarios finales.

Según estimaciones de OSINERGMIN, de no implementarse estas modificaciones, el país se enfrentaría a un incremento permanente y constante de las tarifas eléctricas, afectando a más de 34 millones de peruanos.

Uno de los puntos centrales del dictamen según el ente regulador es la posibilidad de reducir hasta en 16% el costo promedio de generación eléctrica lo que beneficiará directamente a los hogares, pequeñas y medianas empresas (MYPE y PYMES) del país.

Actualmente, el costo de generación de electricidad que pagan las familias peruanas es hasta un 60% mayor que el de grandes consumidores como las empresas mineras. Otro de los beneficios de estas medidas será la descentralización de la generación eléctrica, hoy concentrada en más del 80% en Lima y el centro del país.

Regiones como Arequipa, que tienen un importante desarrollo industrial y abundantes recursos renovables, continúan importando energía desde el centro del país. La diversificación de la matriz eléctrica es una prioridad del dictamen en mayoría.

Actualmente, Perú depende en más del 90% de solo dos tecnologías: plantas hidroeléctricas, vulnerables a las sequías y el cambio climático, y plantas térmicas que funcionan con gas natural, un recurso del cual, según el Ministerio de Energía y Minas, solo nos quedan reservas probadas para 16 años.

Esta concentración pone en riesgo la seguridad energética del país y dificulta la electrificación de sectores, como el transporte y la minería que requieren disminuir sus emisiones de gases de efecto invernadero. El impulso a las energías renovables, como la solar y la eólica, es fundamental en esta propuesta.

Estas fuentes de energía ya son las más económicas tanto en el Perú como en el ámbito mundial, con costos por megavatio-hora (MWh) por debajo de los 30 dólares, sin necesidad de subsidios.

El dictamen en mayoría que elimina las barreras regulatorias que impiden el desarrollo de las energías renovables en condiciones de competencia, impulsará inversiones por hasta 20,000 millones de dólares en diversas regiones del país, creando miles de empleos directos e indirectos.

Las modificaciones propuestas por el Poder Ejecutivo se basa en las conclusiones y recomendaciones de la comisión multisectorial de reforma del sector eléctrico que contó con la participación de especialistas e instituciones nacionales e internacionales de reconocido prestigio y experiencia en mercados eléctricos.

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JinkoSolar Holding Co., Ltd. (la «Compañía» o «JinkoSolar») (NYSE: JKS), uno de los mayores y más innovadores fabricantes de módulos solares del mundo, anunció hoy que su principal filial operativa, Jinko Solar Co., Ltd., participará en la Semana del Clima de Nueva York 2024, donde lanzarán oficialmente la versión en inglés de su primer Libro Blanco sobre el Clima.

Este informe integral detalla su compromiso con la sostenibilidad, estrategias innovadoras para reducir las emisiones de carbono y pasos concretos hacia un futuro más verde y resiliente.

Como uno de los líderes en la lucha contra el cambio climático, JinkoSolar se ha dedicado a alinear sus operaciones con los objetivos climáticos globales.

Descargar informe: https://www.jinkosolar.com/en/site/responsibility

El nuevo Libro Blanco no solo resalta los avances que la empresa ha logrado, sino que también identifica nuevas oportunidades en los sectores de energía fotovoltaica (PV) y sistemas de almacenamiento de energía (BESS) para colaborar con diversas industrias y acelerar la descarbonización.

Además, como miembro del Consejo Global de la Energía Solar, Jinko Solar Co., Ltd. se siente honrado de formar parte de la Mesa Redonda Financiera, donde junto al Consejo Global de Energía Solar, coorganizarán discusiones sobre la reducción de costos en la energía solar fotovoltaica.

Esta mesa redonda reunirá a bancos de desarrollo y comerciales, expertos del sector, responsables políticos y líderes empresariales para moldear el futuro de la acción climática. La participación activa de JinkoSolar subraya su creencia firme de que abordar la crisis climática requiere acciones audaces y decisivas en conjunto con actores financieros.

JinkoSolar espera continuar liderando en los campos de bancabilidad y sostenibilidad, impulsando cambios significativos en el esfuerzo global por combatir el cambio climático.

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República Dominicana continúa trabajando en pos del fortalecimiento del subsector eléctrico. Durante este mes, la Superintendencia de Electricidad (SIE) fue publicando una seguidilla de resoluciones en las que aprueba las convocatorias a audiencias públicas para conocer propuestas vinculadas a nuevas regulaciones. 

Hasta la fecha, más de cinco iniciativas impactarían de manera directa e indirecta a las energías renovables al estar alineadas al Decreto 03-24 del presidente Luis Abinader que declara de alto interés nacional la promoción y desarrollo de proyectos eléctricos en el territorio dominicano, con el objetivo de satisfacer la creciente demanda de electricidad y garantizar la estabilidad del servicio a nivel nacional.

Esto que fue interpretado por la iniciativa privada como una señal positiva de la actual administración para continuar con sus inversiones en energía solar y eólica, con o sin baterías. 

““Realmente, son importantes todas estas modificaciones que se están haciendo porque son reglamentos que se emitieron hace muchos años y la dinámica principalmente en el mercado ha cambiado”, introdujo Augusto Bello, gerente general de A&A Business Intelligence Group (AABI Group). 

Y valoró: “A modo general, nosotros vemos que es un muy buen primer paso el que se está dando, que viene a corregir algunas distorsiones que hay hoy día, también la nueva regulación dará paso a una mayor integración de renovables”.

¿Cuáles son los avances regulatorios? Entre las resoluciones emitidas este mes por la SIE, el referente del mercado destacó aquellas destinadas a generación distribuida y usuarios no regulados. 

“Todas apuntan justamente a las renovables. Por ejemplo, los usuarios no regulados instalan paneles e inyectan hacia la red pero, bajo la 5707 actual, la energía se iría a transar a precio del mercado spot; ahora mismo, estas modificaciones que se están haciendo al reglamento definen claramente cuál va a ser el tratamiento de esas inyecciones que tengan los usuarios”, expresó el referente de AABI Group. 

Pero aquello no sería todo. También se registran avances para servicios auxiliares para la regulación de frecuencia, la actualización del código eléctrico y de requisitos para la puesta en servicio de obras eléctricas. Todas estas se pueden revisar en detalle, en el sitio de la SIE: 

SIE-097-2024-MEM: Aprobación de Audiencia Pública “Reglamento que fija el Mecanismo de Venta de Excedentes para las Instalaciones de Autoproducción de Energía Renovable en el Régimen Especial” 
SIE-096-2024-MEM: Aprobación de Audiencia Pública para conocer la propuesta de modificación del “Reglamento de Autorización y Ejercicio Condición Usuario no Regulado” 
SIE-095-2024-MEM : Aprobación de Audiencia Pública para conocer la propuesta de modificación del “Reglamento de Autorización de Puesta en Servicio de Obras Eléctricas en el SENI” 
SIE-094-2024-REG: Aprobación de Audiencia Pública “Actualización del Código Eléctrico Nacional de la República Dominicana”
SIE-091-2024-MEM: Aprobación de Audiencia Pública Reglamento de aplicación para la Prestación de los Servicios Auxiliares de Regulación de Frecuencia.
SIE-090-2024-REG: Aprobación de Audiencia Pública Reglamento para la Aprobación, Interconexión y Operación de Instalaciones de Generación Distribuida de Energía.

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El presidente de Paraguay, Santiago Peña, firmó el Decreto Nº 2553/24 por el cual se aprueba la nueva Política Energética Nacional con vistas al 2050. Herramienta fundamental para el desarrollo del país y que deroga el anterior Decreto N° 6092/2016

Según informaron desde el Poder Ejecutivo, la nueva Política Energética contará con más de 300 objetivos y se implementará en tres fases: corto plazo hasta 2028, mediano plazo hasta 2035 y largo plazo hasta 2050.

“El decreto ya está firmado y pronto se publicará en la página web oficial de la Presidencia de la República, donde apuntaremos fuertemente a la utilización de los recursos naturales para generación de energía eléctrica y diversificar la matriz, independientemente de la apuesta a las centrales hidroeléctricas”, aseguró Mauricio Bejarano, viceministro de Minas y Energía de Paraguay, en conversación con Energía Estratégica. 

Y entre los objetivos principales se destacan la consolidación de una matriz más diversificada, el fomento a las renovables, reducción del consumo de hidrocarburos y el aumento de la inserción de energía eléctrica. 

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

“Servirá para atender a todo el sector energético, buscando la utilización de los recursos naturales, la industrialización del país y la atención a los consumidores a partir de una mayor calidad de energía a un precio asequible al que estamos acostumbrados”, declaró el viceministro de Minas y Energía de Paraguay. 

Por tal motivo es que se buscará dar continuidad a la ley de fomento a las energías renovables no convencionales no hidráulicas (Ley N° 6977/2023), que permite que la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) suscriba contratos PPA a largo plazo con nuevos generadores, como también que los usuarios inyecten sus excedentes de energía al sistema.

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

“Incluso estamos construyendo el marco normativo para hacer realidad todas las metas trazadas, a la par que está en proceso la Estrategia Energética para el corto plazo, a cuatro años, para la introducción de nuevas fuentes a la matriz. Hecho que para un sistema como el de Paraguay tiene una dinámica compleja, pero sabemos que encontraremos una solución”, subrayó Bejarano. 

“El objetivo es hacer más ágil y dinámico el desarrollo de las renovables, sobre todo la tecnología fotovoltaica, además que la biomasa tiene su propio movimiento a partir de la co-generación y por tal motivo tendrá una modificación regulatoria que le permitirá generar energía eléctrica y no sólo térmica en un futuro cercano”, aclaró. 

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En los últimos años, la Autoridad de los Servicios Públicos (ASEP) ha emitido diversas resoluciones que buscan integrar los sistemas de almacenamiento de energía en la normativa panameña. Esto fue bien visto por la iniciativa privada. 

Desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES), su vicepresidente Félix Eugenio Moulanier, destacó dos resoluciones clave aprobadas en 2024: «Una es la incorporación de los sistemas de almacenamiento en el sistema de transmisión, que viene siendo la resolución 19.248 de mayo del 2024», introdujo. Esta normativa tiene como objetivo incluir los sistemas de almacenamiento en el plan de expansión de la red de transmisión, lo que permitiría mejorar la estabilidad de la red, minimizar riesgos de contingencia y aliviar congestiones.

La otra regulación es la 19.112 aprobada en abril del 2024, que modifica las reglas comerciales del mercado mayorista para incorporar estos sistemas a las centrales de generación renovable. De acuerdo con el referente de CAPES, esto permite que las plantas solares y eólicas integren baterías a su operación, fortaleciendo la capacidad de estas fuentes para gestionar la intermitencia en la generación.

No obstante, uno de los mayores obstáculos parte desde la Ley 6 de 1997, que regula el sector eléctrico en Panamá. «La regulación tiene ciertos límites en derecho», explicó Félix Moulanier, al referirse a la jerarquía definida en la pirámide de Kelsen, en la que las leyes tienen mayor peso que las resoluciones. La Ley 6 define a las generadoras, comercializadoras, distribuidoras y la empresa de transmisión como agentes de mercado. Sin embargo, «no incluye a los sistemas de almacenamiento», subrayó.

Esta omisión tiene consecuencias directas para los inversores interesados en desarrollar proyectos de almacenamiento de energía independientes, conocidos como «stand alone». Según Moulanier, «cuando no se incluyen los sistemas de almacenamiento como un agente de mercado, esto le impide al inversionista realizar transacciones en el mercado ocasional o firmar contratos con otros agentes». Además, sin la capacidad de formalizar contratos, es difícil garantizar a los bancos que las inversiones en estos sistemas tendrán un retorno seguro.

El vicepresidente de CAPES afirmó que, hasta la fecha, «no existe en Panamá un proyecto de sistema de almacenamiento de energía stand alone». Aunque el potencial está presente, los sistemas de almacenamiento sólo se conciben actualmente como parte de plantas de generación renovable, como las solares y eólicas. 

A pesar de estos desafíos, el referente cree que las baterías tienen un papel fundamental en el futuro energético del país: «Con el potencial que tiene Panamá en irradiación solar y en energía eólica, podríamos tener producción de energía renovable respaldada con plantas de almacenamiento», indicó. Estas baterías no solo ayudarían a acumular la energía generada, sino que también podrían contribuir a la descongestión de la red eléctrica.

Actualmente, Panamá está en proceso de construir una cuarta línea de transmisión para satisfacer la creciente demanda de energía. No obstante, Félix Moulanier señaló que «los sistemas de almacenamiento vendrían a reducir costos de inversión en la red de transmisión y brindar servicios a los sistemas de distribución».

Con la integración de las baterías en la regulación, los proyectos de almacenamiento podrían convertirse en un pilar clave para mejorar la eficiencia energética del país. Sin embargo, Moulanier insistió en que lo que falta son «definir los procedimientos» necesarios para hacer operativos estos avances.

El marco regulatorio actual permite que los inversionistas que operan plantas fotovoltaicas soliciten a ASEP la modificación de sus licencias para incorporar sistemas de almacenamiento en sus operaciones. «Estos son avances importantes», reconoció el vicepresidente de CAPES, pero enfatizó que los verdaderos retos están a nivel de ley.

Para que los proyectos de almacenamiento sean viables, el referente del sector solar señaló que el gobierno debe ir más allá de definir políticas. «El gobierno tiene que meterle un empuje importante a lo que son incentivos», afirmó. Desde su óptica, es crucial generar confianza en el sistema financiero para que participe en proyectos de almacenamiento, así como definir de manera clara la remuneración de estos sistemas dentro del marco regulatorio.

Por lo pronto, Félix Moulanier destacó la voluntad del nuevo secretario de Energía para impulsar cambios importantes en la Ley 6 de 1997: «Existe la iniciativa y la disposición en crear cambios para tener una matriz energética más eficiente». 

El contexto panameño marca la urgencia de la diversificación  

Panamá utiliza el agua dulce con tres fines prioritarios, para el consumo humano, para el paso de barcos en el canal de Panamá y para la generación de energía eléctrica. 

Con el paso del fenómeno del Niño, la escasez de agua ha puesto en evidencia la urgencia de una gestión del recurso más óptima y sostenible de manera que su uso más vital no disminuya. 

En respuesta, el Canal de Panamá ya tuvo que optar por restricciones al transporte marítimo para disminuir el uso de agua de ríos y de lluvia acumulada que el fenómeno del Niño ha restringido, para su sistema de paso de barcos. 

Desde el sector eléctrico evalúan como solución de largo plazo la incorporación de baterías y diversificación de su matriz para no depender y ni acaparar tal recurso. 

“Los sistemas de almacenamiento de energía por medio de batería ya se están volviendo una necesidad”, consideró Félix Eugenio Moulanier, vicepresidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES). 

Y concluyó: “Hemos visto que Costa Rica y Honduras tuvieron restricciones importantes en estos últimos meses en cuanto a la generación de energía por la falta de agua. Nosotros sabemos ya como panameños que no podemos seguir dependiendo de una sola fuente de generación de energía que utilizamos en gran medida para suplir nuestra demanda. 

Tenemos distintas fuentes generaciones, nos estamos convirtiendo en un hub de gas natural y demás, pero en Panamá tenemos un potencial importante en irradiación solar, tenemos buenos vientos por ser un país que tiene costas en ambos océanos, en el litoral del Atlántico y en el Pacífico, y si utilizamos ese potencial no solamente para usar la energía en tiempo real, sino también para poder hacer uso de esa energía y almacenarla cuando tengamos excedente para usarla cuando nos haga falta, podríamos tener una matriz energética más sostenible”.  

La entrada Panamá enfrenta retos para la incorporación de baterías desde una óptica legal y financiera se publicó primero en Energía Estratégica.

Como ya había anticipado Energía Estratégica, Proinversión proyectó inversiones para la generación de energías limpias en Arequipa que superan los 5 billones de dólares, más del 60% del monto total de inversiones adjudicadas en el Perú para el 2024.

Teniendo en cuenta este potencial, cada vez más stakeholders tanto públicos como privados exploran las oportunidades que existen en la región peruana para montar proyectos renovables.

En diálogo con este medio, Luis Núñez Torrres, Diseñador de planeamiento estratégico reveló que INVEMA se ofreció a financiar y construir 3 plantas hidroeléctricas desalinizadoras en el departamento de Arequipa en unos 3 a 5 años a través de un contrato o PPA a largo plazo de empresas públicas o privadas, que le aseguren la compra del agua y de la electricidad que producirán las plantas.

Según el experto, cada planta está diseñada para generar 2 mil megavatios de energía es 100% renovable y costarían cerca de 4 mil millones de dólares, tomando como referencia una planta similar que construyó “Minera la Escondida” en Chile.

Se trata de un nuevo modelo de hidroeléctrica submarina que usa la energía potencial de las olas y de las corrientes marinas para producir grandes cantidades de electricidad a tarifas de venta muy bajas.

Con la electricidad generada, se hierve el agua de mar que al transformarse en vapor, se separa de la sal. Este nuevo tipo de desalinizadora tiene la ventaja competitiva de que puede enviar el vapor mediante tuberías a zonas que se encuentran a más de 100 kilómetros en la sierra, donde se emplearía para generar electricidad en una central termoeléctrica, luego se procede a enfriar dicho vapor, con lo que se obtiene agua pura.

El caudal de agua se utiliza para generar electricidad en una central hidroeléctrica, lo que permite recuperar gran parte de la electricidad que se usó en desalinizar el agua de mar. Esto reduce enormemente los gastos operativos, que se traducen en tarifas eléctricas de venta más bajas.

“La venta de la sal es un Activo Estratégico, que reduciría significativamente los precios del agua y de la electricidad. Con esto se resolvería el principal problema que afronta actualmente el hidrógeno verde, que es el alto precio de la electricidad que se requiere para producirlo de manera rentable”, explica.

De acuerdo al ejecutivo, la propuesta de la Gerencia de Inversión Privada del Gobierno Regional de Arequipa hecha a INVEMA contempla producir combustibles sintéticos. Al mezclar hidrógeno con dióxido de carbono que se capturaría de la atmósfera, se pueden producir combustibles ecológicos o e-fuels (petróleo, gasolina, gas).

Una de las plantas que se construirá en la provincia de Camaná, podría abastecer con 182 millones de metros cúbicos anuales al Proyecto Majes-Siguas II, con lo que se podría irrigar 60.000 hectáreas.

La segunda planta, se construirá en la provincia de Islay, con lo que se plantea irrigar 150.000 hectáreas para sembrar maíz, para producir 900.000 toneladas de bioplástico.

“Con la producción de hidrógeno verde se producirían fertilizantes sintéticos en lugar de usar el gas de Camisea cuyas reservas se acabarán en el 2040. Esta irrigación crearía una ciudad de 1.4 millones de habitantes, generaría cerca de 900.000 empleos directos e indirectos. De esta forma, Arequipa sería un modelo piloto, que se podría replicar desde Tumbes hasta Tacna y la falta de agua será cosa del pasado”, afirma.

El costo actual de producción es de unos 8 dólares por kilo de hidrógeno, y se calcula que podría ser competitivo a partir de los 2.5 dólares. Según Nuñez, la meta es que este nuevo tipo de hidroeléctricas submarinas logren vender a un precio altamente competitivo.

“Las hidroeléctricas submarinas cuentan con una gran ventaja competitiva sobre otras fuentes renovables; funcionan las 24 horas del día, los 365 días del año, a diferencia de la energía solar que solo funciona de día, la energía eólica 265 días efectivos aproximados al año, o las hidroeléctricas que reducen su producción en tiempos de sequía”, argumenta.

“Teniendo en cuenta todos estos factores, el precio del hidrógeno verde que pueden producir, podría lograr el precio de venta de un dólar el kilo de hidrógeno verde, que sería el más bajo del mundo”, concluye.

La entrada Desarrollarán proyecto en Arequipa para la producción de hidrógeno verde a precio competitivo se publicó primero en Energía Estratégica.

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

Por tal motivo es que el próximo martes 1 de octubre se llevará a cabo la jornada “Energías renovables en Argentina: desafíos y oportunidades en el contexto de la transición energética global”, organizada por el Centro Comercial e Industrial de Rafaela y la Región (CCIR) junto a la colaboración de Oscar Balestro, presidente de Emprendimientos Energéticos y Desarrollos SA (EEDSA). 

El evento, del cual Energía Estratégica será media partner, tendrá lugar de 10 a 17 horas en el SUM del CCIR y reunirá a autoridades de la provincia de Santa Fe y representantes de empresas vinculadas con la eficiencia energética y las renovables a nivel nacional, quienes abordarán las principales medidas para lograr una matriz energética más limpia y la importancia estratégica de fijar una hoja de ruta que brinde visibilidad de largo plazo.

“Entendemos que la transición energética que se atraviesa a nivel global, y Argentina en particular con el nuevo cambio de gestión, representa un montón de desafíos y oportunidades. Sumado a que hay empresas que integran la cadena de valor de varios ejes que involucran a las renovables”, manifestó Ivan Acosta, director general del CCIR. 

“Incluso muchos de ellos son grandes consumidores de energía y contratan renovables, requieren diversificar su matriz y piensan en inversiones, como también hay proveedoras de equipamiento, proyectos llave en mano, generadoras y otros de servicios y soluciones del ecosistema energético”, agregó en diálogo con este portal de noticias. 

El CCIR propondrá un espacio de networking junto a todas las partes de la cadena de valor en pos de generar vínculos y negocios que fortalezcan tanto al rubro energético como al sector comercial e industrial de Rafaela y la región. 

La jornada tendrá presentaciones por parte de Gabriela Guzzo, gerente comercial senior de Genneia; Nestor Rejas, gerente de Ventas y Marketing de YPF Solar; Martín Dapelo, presidente de ON Networking Business; Marcelo Álvarez, director de Coral Energía; Horacio Pinasco, presidente de Tecnored Energía; Juan Carlos Villalonga, presidente de Globe International; y Verónica Geese, secretaria de Energía del Gobierno de Santa Fe.

Acto seguido, los referentes mencionados participarán de dos paneles de debate en los que el foco estará puesto en los desafíos, oportunidades, ventajas y beneficios que presenta la transición energética, como también en las políticas públicas del gobierno provincial de Santa Fe y su sinergia con los actores a nivel nacional. 

“La provincia de Santa Fe está con una decisión política de apoyar esto y la vinculación con el sector, hecho que es positivo. Por lo que la presencia de la Secretaría de Energía provincial posiblemente ayude a identificar nuevas políticas públicas que retroalimenten el sistema”, subrayó Acosta. 

“Hay interés y sensación de que se abren muchas oportunidades. A tal punto que esperamos entre 40 y 50 personas, pensando en el perfil de los socios del Centro Comercial e Industrial de Rafaela y la Región y las zonas cercanas”, concluyó. 

¿Cómo inscribirse?

La jornada denominada “Energías renovables en Argentina: desafíos y oportunidades en el contexto de la transición energética global” es abierta a todo público, y posee un costo de $50.000; aunque los socios del CCIRR tienen un 15% de descuento sobre este valor.

Quienes deseen participar, deben completar el formulario de inscripción. Mientras que aquellas personas interesadas en consultas adicionales pueden canalizarlas a través de un mail a ivan.acosta@ccirr.org.ar.

La entrada La ciudad de Rafaela albergará el próximo martes una nueva jornada de renovables en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Huawei, proveedor líder de productos y soluciones fotovoltaicas inteligentes con más de 30 años de experiencia, fue una de las grandes compañías que acompañó el mega evento FES Caribe, organizado por Future Energy Summit. 

Alfonso Bonilla, solution manager de Centroamérica y el Caribe de Huawei FusionSolar, participó del ciclo “Entrevistas con Líderes” de FES y reveló las principales ventajas de las soluciones que ofrece el gigante tecnológico global para la seguridad en las instalaciones solares y de almacenamiento, como así también las perspectivas del cierre del 2024 y los nuevos objetivos del 2025. 

“Gracias a que tenemos más del 50% del personal en Huawei enfocado en investigación y desarrollo, pudimos introducir tecnologías como la detección de falla de arco, el apagado rápido a través de los optimizadores y diferentes sistemas de seguridad para los inversores comerciales-industriales”, explicó. 

“Tenemos diferentes niveles de seguridad, como por ejemplo la detección automática de la temperatura de los conectores en los inversores comerciales – industriales SUN2000/5000-150K-MG0. Sumado a que contamos con un sistema de optimizadores por cada uno de los paquetes de baterías, que nos permitirá saber el estado de voltaje y corriente en las celdas de la batería ” detalló. 

Sea cual sea el caso, desde Huawei se han enfocado en soluciones integrales que ataquen los problemas y dificultades de los clientes, más que solo ofrecer productos innovadores que se adapten a las necesidades específicas de cada país, estudiando la demanda o un pronóstico de uso energético estudiando los patrones de los usuarios finales.

“También podemos abordar diferentes beneficios en el tema de seguridad en todos los niveles, tanto sobre el techo como bajo el techo. Incluso podemos tener una gestión completa y eficiente de todos los equipos conectados al sistema FusionSolar de Huawei, agregando la inteligencia artificial, el internet de las cosas y señales remotas con total precisión”, complementó Bonilla.

Asimismo, la compañía se centra en brindar una relación y servicio constante con el cliente, acompañando y orientando respecto a las soluciones y las tendencias de los sistemas fotovoltaicos y del almacenamiento de energía. 

¿De qué manera? Por ejemplo, su servicio post venta se enfoca en tener recambio local, pero también orientación técnica a través de foros, vídeos y capacitaciones. Por ende, cuando el cliente adquiere una de las soluciones Huawei adquiere un producto y una atención personalizada a través de los años.

Mientras que, a futuro, Huawei busca que las micro redes inteligentes sean palpables en la región de Centroamérica y el Caribe mediante soluciones de almacenamiento que permitirán tener voltaje y frecuencia estable para que los sistemas de inversores solares puedan seguir funcionando cuando no hay red. 

“Además, queremos añadir más productos importantes y esenciales para el sistema, como son los Smart Power Plant Controllers (SPPC), el cual nos permitirá sacar  el máximo provecho a las soluciones de almacenamiento e inversores, con un sistema de comunicación vanguardista e inteligente que pueda recibir señales remotas y tener acciones rápidas”, mencionó el solution manager de Centroamérica y el Caribe de Huawei FusionSolar. 

“Bajo ese contexto, Huawei traerá el próximo año una nueva solución de 4.5 MWh. Será un contenedor de 20 pies que mejora la densidad de energía a través de baterías de litio con un sistema novedoso, incluyendo diferentes niveles de seguridad, como extinción de incendio, gas retardante de fuego, optimizadores por cada paquete y un sistema de enfriamiento líquido,  el cual nos permitirá tener ese desempeño mejorado del sistema de almacenamiento”, reveló. 

La entrada Huawei explica los diferenciales de las soluciones FusionSolar para Centroamérica y el Caribe se publicó primero en Energía Estratégica.

El Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) de Brasil dio a conocer seis temas regulatorios prioritarios en la agenda que abordará en lo que resta del 2024, entre los que incluyó normativas vinculadas al almacenamiento de energía, la generación distribuida y servicios auxiliares para la gestión del SEN. 

La propuesta del modelo regulatorio del ONS es promover, de manera anticipada, discusiones integradas con agentes e instituciones con el objetivo de contribuir a la modernización y sostenibilidad del sector.

En cuanto al storage se pretende trabajar junto a la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) en la regulación de los sistemas de almacenamiento en baterías (BESS) y de las centrales hidroeléctricas reversibles (UHR) en sus diversas aplicaciones. 

El foco estará puesto en los requisitos de conexión al Sistema Interconectado Nacional (SIN), procesos de integración y las reglas de planificación, programación, operación en tiempo real y post-operación.

El tema toma gran relevancia en esta momento ya que el Ministerio de Minas y Energía de Brasil prepara una nueva subasta de reserva de capacidad para el 2025 en la que podrán participar los sistemas de almacenamiento con baterías y las hidroeléctricas reversibles. 

Además, aún está por definirse la participación de dichas tecnologías en la subasta de reserva de capacidad del 2024 (en forma de potencia), considerando que está en estudio la convocatoria tras la consulta pública correspondiente, donde el 15% de las observaciones fueron sobre el storage. 

Pero de mantenerse el cronograma original, la licitación de reserva de capacidad del 2024 debería llevarse a cabo en este segundo semestre del año. Y se prevé que la inclusión de los sistemas de baterías podría acarrear la oferta de más de 1,5 GWh de proyectos de esa índole. 

Por otro lado, diversas especificaciones sobre los recursos energéticos distribuidos también será prioridad para el Operador Nacional del Sistema Eléctrico de Brasil, donde analizará cuestiones regulatorias sobre los proyectos comunitarios o remotos de más de 500 kW instalados (la ley permite hasta 5 MW por proyecto).

Así como también los nuevos roles y responsabilidades para los operadores, en pos de mejorar la previsión y la carga global de la generación de micro y mini generación distribuida a partir de la validación con datos verificables.

Y cabe recordar que, a mediados del corriente año, el ONS vaticinó que habrá más de 82 GW eólicos y solares centralizados hacia el 2028 (en una matriz de alrededor de 276 GW); mientras que la GD llegaría a 45 GW. 

Pero como también se requerirán nuevas obras de infraestructura eléctrica para atender la carga y flujo de generación. Y por tanto, el ONS identificó 456 proyectos necesarios para garantizar la operación dentro de los criterios establecidos en los procedimientos de red durante los próximos años, entre ellos algunos emprendimientos de almacenamiento. 

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DAS Solar, líder en tecnología fotovoltaica de tipo N, organizó con éxito el evento de lanzamiento de nuevos productos y día del cliente en Japón en Tokio, donde la empresa exhibe sus últimos módulos livianos diseñados específicamente para el mercado japonés. El evento contó con la participación de líderes clave de la industria, incluido el presidente y director general de DAS Solar, el Sr. Yong Liu, el presidente de Denkosha, el Sr. Nakajima, y ​​el director general de Seika Corporation, el Sr. Sakurai, entre otros distinguidos invitados y socios.

Los recursos de tierra de Japón son relativamente limitados y el mercado de tejados se ha convertido gradualmente en un punto de interés para la inversión solar. Durante el evento, el Sr. Ishihara, director del departamento de ventas de Denkosha, presentó la iniciativa «solar flexible G+» diseñada para ofrecer soluciones solares para tejados con limitaciones de peso o forma. Denkosha desarrolla métodos de instalación especializados para estas estructuras únicas, dedicados a promover sistemas seguros y confiables que duren más de 20 años.

El Sr. Takahashi, director del departamento de ventas de Seika Corporation, elogió los módulos con marco liviano de DAS Solar diseñados para clientes con capacidad de carga limitada. Estos módulos, que ya se están instalando en proyectos comerciales, se consideran una solución clave para el ahorro energético y la reducción de emisiones, contribuyendo a los objetivos de descarbonización de Japón.

En ese contexto, los nuevos módulos ligeros de DAS Solar atraen una atención considerable de los asistentes. A medida que Japón continúa priorizando los proyectos de energía solar en azoteas para cumplir sus objetivos de neutralidad de carbono para 2050, la demanda de módulos ligeros y eficientes está en aumento. La serie ligera de DAS Solar aborda estas necesidades del mercado al ofrecer módulos que son más del 50 % más ligeros que los modelos tradicionales, lo que los hace ideales para azoteas con capacidad de carga limitada. Por ejemplo, el módulo ligero de media celda con marco de 475 W, con un peso de solo 4,7 kg/㎡, es un 50 % más ligero y mantiene un rendimiento superior en condiciones exigentes, como alta humedad y fluctuaciones de temperatura. Estos módulos también cuentan con una fácil instalación y una alta compatibilidad, lo que los hace adecuados para una amplia gama de azoteas.

Además, DAS Solar presentó un nuevo módulo de media celda liviano de 54 celdas que pesa solo 4,2 kg/㎡, lo que reduce el peso en más del 70 %. Este diseño permite que una sola persona lo manipule, lo que lo hace muy eficiente para instalaciones en azoteas. Con una garantía de producto de 12 años y una garantía de energía de 25 años, estos módulos ofrecen una solución confiable y a largo plazo para los clientes japoneses.

La trayectoria de DAS Solar en Japón refleja el crecimiento global constante de la empresa desde su fundación en 2018. Japón, al ser uno de los pioneros en la adopción de energía renovable, tiene una importancia significativa para DAS Solar. Como parte de su estrategia de expansión global, Japón es uno de los primeros países donde la empresa establece una presencia local. Al establecer una subsidiaria local y adaptar los productos al mercado japonés, DAS Solar ha construido una red integral de ventas y servicios localizada para brindar un soporte oportuno y cercano en términos de productos, tecnología y logística. En el futuro, DAS Solar continuará fortaleciendo su presencia en el mercado japonés con un enfoque centrado en el cliente. Al asociarse con socios locales como Denkosha y Seika, la empresa se compromete a explorar más posibilidades en los sectores comercial, industrial y residencial, como parte de su misión de ofrecer más opciones energéticas y transformar el panorama energético local.

La participación de DAS Solar en la transición limpia de Japón refleja su compromiso más amplio con la innovación, la sostenibilidad y la neutralidad de carbono global. A través de la colaboración y la tecnología de vanguardia, la empresa está preparada para optimizar soluciones para todos los escenarios que satisfagan las necesidades cambiantes de los clientes y contribuyan a los esfuerzos conjuntos para combatir el cambio climático en todo el mundo.

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El Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE), con el apoyo del Ministerio de Minas y Energía, llevará energía renovable a más de 10 mil usuarios de estratos 1 y 2 en barrios vulnerables de Barranquilla, a través del proyecto “Comunidades energéticas en Barranquilla, un compromiso energético con la región», cuyo objetivo es promover la autosostenibilidad energética mediante la instalación de sistemas solares fotovoltaicos en cinco predios del Distrito Especial Industrial y Portuario de la ciudad.

El pasado 13 de septiembre de 2024, el Comité Directivo del FENOGE aprobó la ejecución de este proyecto, que permitirá, durante este año, instalar una capacidad del orden de 2 MWp, distribuidos en los primeros predios seleccionados, «Nodo Energético Gardenias Fase 1» y «Entre Puentes».

Para 2025, se prevé la instalación de hasta 14 MWp de capacidad solar, que beneficiará aproximadamente 10.000 hogares, mejorando el acceso a energía limpia y reduciendo los costos en las tarifas del servicio público.

Estos proyectos contemplan la entrega de energía a 9 Comunidades Energéticas, priorizadas en la convocatoria del Ministerio de Minas y Energía, buscando que sean beneficiadas con la instalación de estas granjas solares centralizadas.

Los beneficiarios experimentarán una reducción en sus facturas de energía, junto con una mejora en la calidad del servicio eléctrico.

Además, se espera que este proyecto contribuya a la disminución de las emisiones de CO2, apoyando las metas de Colombia en sostenibilidad energética y reducción de emisiones.

“Este proyecto representa un paso decisivo hacia la masificación de las Comunidades Energéticas, una estrategia del Ministerio de Minas y Energía, liderada por el ministro Andrés Camacho, con la que buscamos contribuir a la Transición Energética Justa, al progreso de Barranquilla, y a reducir tarifas en la ciudad”, mencionó la directora ejecutiva del FENOGE, Ángela Álvarez.

Sobre el proyecto «Comunidades energéticas en Barranquilla, un compromiso energético con la región» Las «Comunidades Energéticas» del Distrito de Barranquilla forman parte de una estrategia nacional para promover el uso de energías renovables en zonas urbanas vulnerables.

Este esfuerzo tiene como objetivo instalar 14 MWp de energía solar, beneficiando a alrededor de 10.000 hogares con acceso limitado a servicios energéticos eficientes.

Se espera que en 2024 se logren los primeros resultados, incluyendo la puesta en marcha de dos sistemas solares fotovoltaicos que impactarán positivamente la calidad de vida de las comunidades. El siguiente paso será la firma del convenio específico entre los diferentes actores involucrados.

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La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) de Honduras ha trabajado intensamente este año para fortalecer la confianza de los inversionistas en el mercado energético local, en particular de cara a la próxima licitación de 1500 MW.

Según el comisionado Leonardo Deras, la transparencia y la rapidez en la respuesta a los requerimientos de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) han sido clave, pese a la crisis energética que atraviesa el país.

“Nos hemos orientado a transparentar la operación de la ENEE como distribuidora, generadora y transmisora, respondiendo rápidamente a sus necesidades», destacó el comisionado.

Ahora la CREE está preparando el terreno para la licitación de nueva generación bajo la modalidad de contratos BOT, lo que promete brindar mayor certeza a largo plazo tanto al sector público como privado. En conversación con Energía Estratégica, Deras mencionó que durante este año, la CREE ha aumentado las vías de acceso a la información para los inversionistas:

“Nos hemos asegurado de que toda la información relevante esté disponible en nuestros portales, desde tarifas hasta el marco legal, para que los inversionistas vean con claridad las condiciones del mercado. Nuestro objetivo es darles certeza para que tomen decisiones informadas», subrayó el comisionado Leonardo Deras.

La licitación de 1500 MW no es el único proceso de contratación pronto a iniciar. “También hemos aprobado a la ENEE licitaciones de líneas de transmisión de 230.000 voltios, proyectos importantes para el norte y oriente del país», detalló Deras.

Ahora bien, para llevar a cabo sus tareas habituales y las nuevas actividades vinculadas a licitaciones han necesitado de un equipo fijo muy activo, por lo que uno de los logros recientes más destacados para el regulador ha sido la consolidación del personal permanente de la CREE, tras ocho años de espera. “Finalmente, en agosto recibimos el nombramiento permanente de los empleados del órgano regulador, lo que fortalece la capacidad institucional del regulador. Esto nunca se había logrado antes y es un paso fundamental para mejorar nuestro trabajo”, afirmó el comisionado.

¿Qué resultados ha tenido el equipo durante este año? En cuanto a las normativas, la CREE ha avanzado en diversas áreas clave para el sector energético. “Hemos publicado la norma técnica de congeladores en el Diario Oficial La Gaceta y aunque decidimos no crear una norma de almacenamiento por separado sí contratamos una consultoría para integrar nuevos elementos sobre almacenamiento dentro de la legislación vigente», explicó Derás. Además, la Comisión concluyó la norma técnica de autoproductores clave para el despliegue de generación distribuida residencial y comercial, y actualizó la de potencia firme, entre otros avances regulatorios.

En el ámbito tarifario, la CREE ha terminado la tarifa para autoproductores y está a punto de finalizar la de sistemas aislados como Quila y Roatán. Además, trabajan en la tarifa de transmisión definitiva, un proceso que ha involucrado la definición de la tasa de actualización para las inversiones.

Finalmente, la fiscalización ha sido otro pilar del trabajo de la CREE en 2024: “Nos hemos convertido en una segunda instancia para reclamos de usuarios que no reciben respuesta de la empresa distribuidora. Asimismo, hemos avanzado en la fiscalización de empresas generadoras, verificando los costos variables que reportan al Centro Nacional de Despacho», concluyó el comisionado Leonardo Deras, resaltando que la CREE ha tenido un año productivo en todos los frentes.

Este esfuerzo integral refuerza la posición de la CREE como un actor clave en la regulación del sector eléctrico hondureño, brindando mayor confianza y certidumbre a los inversionistas, en especial con miras a la histórica licitación de 1500 MW que priorizará la contratación de energías renovables y que está próxima a lanzarse.

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

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La Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Pórtland (ANCAP) de Uruguay empieza a delinear los detalles de la licitación de bloques eólicos offshore para la producción de hidrógeno verde tras la reciente aprobación reglamentaria concedida por el Poder Ejecutivo. 

Tal es así que Alejandro Stipanicic, presidente de ANCAP, confirmó que el próximo año comenzará el proceso para los cuatro bloques marinos que son capaces de producir potencialmente 200.000 toneladas de hidrógeno verde por año. 

“Durante el 2025 estableceremos un cronograma de cuatro rondas de licitación. Habrá un proceso rápido de precalificación antes de la presentación de ofertas y lo haremos en cuatro fechas, probablemente enero – febrero, abril – mayo, julio – agosto y septiembre – octubre u octubre – noviembre del próximo año”, declaró durante un evento. 

“La idea es establecer cuatro fechas para presentar ofertas y con esta condición puede suceder que en la primera fecha nos quedemos sin bloques si asignamos los cuatro bloques a licitar. Pero también puede suceder que al final de la cuarta fecha no tengamos empresas interesadas en nuestros bloques.

El objetivo es aprovechar la expertise de la entidad respecto a exploración energética fuera de la costa para licitar cuatro bloques marinos de 500 km2 en una primera instancia (de los 20 identificados), los cuales cuentan con un potencial medio de 2 a 3 GW de capacidad renovable cada uno, con vientos que oscilan entre los 8,5 metros por segundo a los 100 metros de altura y 9 m/s a a 150m, con un factores superiores al 55%.

Mientras que las áreas están ubicadas en la zona sureste de José Ignacio, a 50 kilómetros de la costa y tienen una batimetría de no más de 60 metros de profundidad, con lo cual la tecnología actual de granjas eólicas en el mundo es totalmente aplicable. 

Y de acuerdo a información compartida, el modelo de contrato prevé subperíodos de 2 a 4 años vinculados a la evaluación de los proyectos, tales como estudios con reportes existentes, adquisición y procesamiento de nuevos datos y la producción piloto de H2 o el detalle de la información recolectada; hasta un período mayor a décadas para el desarrollo y producción de H2.  

“De todas formas, revisaremos nuestra estrategia y haremos más bloques para ofrecer en el futuro o para cambiar algunos requisitos en caso de que el mercado requiera modificaciones, dado que es un mercado en evolución”, aclaró Stipanicic. 

“¿Por qué? Es un mercado que aún no ha establecido todas las reglas, por lo que tenemos que ser muy dinámicos y adaptarnos a lo que requiere el mercado. Pero nuestro primer paso será ofrecer cuatro bloques en cuatro instancias el próximo año a partir de enero”, insistió.

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La Cámara Eólica Argentina (CEA) volvió a poner el foco en la continuidad regulatoria para crecimiento del sector de las energías renovables del país, considerando que se acerca la fecha límite prevista para el cumplimiento de los objetivos de la Ley N° 27191. 

La misma puso como meta que, al 31 de diciembre del 2025, las energías renovables tengan una participación del 20% (o superior) en la cobertura de la demanda eléctrica. Y si bien hoy en día parece difícil de alcanzar, dado que Argentina estuvo por detrás de ese porcentaje en el cierre de los últimos años, las renovables tuvieron un vasto desarrollo hasta el momento y ya suman más de 6400 MW instalados. 

“La ley de renovables en Argentina debe renovarse, prorrogarse o complementarse con la iniciativa que se decida. Debe continuar vigente ya que es una ley que sirvió como política de Estado porque cruzó, por lo menos, tres administraciones gubernamentales y fue sancionada con la unanimidad de las Cámaras de Diputados y Senadores”, manifestó Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la CEA. 

“Ha sido un marco normativo exitoso porque gracias a ello, a la seguridad jurídica – fiscal y los beneficios otorgados, se instalaron en Argentina más de 6000 MW renovables, lo que trajo aparejado una inversión de USD 7000 millones, además que hay en espera proyectos alrededor de 4000 MW adicionales y desembolsos cercanos a USD 3500 millones”, agregó durante un evento.

Incluso, antes de la última adjudicación de 989,23 MW de nueva capacidad con prioridad de despacho en el Mercado a Término (MATER), la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) ya proyectaba que el MATER de Argentina sumará más de 3700 MW renovables durante los próximos años. 

¿Por qué? Más de 60 proyectos adjudicados en distintas rondas del Mercado a Término deberán entrar en operación comercial en la corriente década y la potencia renovable total en el MEM podría superar los 10000 MW antes del 2030.

Mientras que una de las premisas de campaña del gobierno de Javier Milei era el honramiento de las metas fijadas en compromisos nacionales e internacionales (como por ejemplo el Acuerdo de París); aunque el Poder Ejecutivo planteó que las mismas se cumplirían principalmente a través del mercado de derechos de emisión de gases de efecto invernadero, para lo cual el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) recientemente abrió una convocatoria MDI para la creación del mercado de Cap & Trade en Argentina. 

“De todos modos, la vigencia de la Ley N° 27191 no es la única solución integral, pero es el marco regulatorio exitoso que prohijó el desarrollo y crecimiento del sector; aunque aún hay otros problemas vinculados con la ampliación del transporte eléctrico, los PPA y lo finito que es el MATER”, apuntó Ruiz Moreno. 

“Hay muchas empresas en el MATER pero hay que ampliar la demanda. Eso se hace por ejemplo a través de la liberación de los GUDI de la distribución, de las compras conjuntas, y brindar la posibilidad que compren o traccionen la demanda en forma directa sin el condicionante de que si salen no pueden volver hasta dentro de cinco años”, subrayó. 

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

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Guatemala sigue consolidando su camino hacia la transición energética, y su reciente participación en la Exposición Internacional de Energía Digital 2024, celebrada en China del 8 al 11 de septiembre, ha fortalecido la relación con el gigante asiático en pos de atraer lo último en tecnología para prepararse a una mayor incorporación de energías renovables.

Tras su viaje, Silvia Alvarado de Córdoba, presidente de la Junta Directiva del Administrador del Mercado Mayorista (AMM), destacó la importancia de este evento para el sector energético guatemalteco, particularmente por el interés mostrado por las empresas y gobierno chinos en proyectos locales.

La invitación a este evento, gestionada por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y su secretario ejecutivo, Andrés Rebolledo, permitió que la referente del AMM de Guatemala se uniera a una delegación de países latinoamericanos para conocer de primera mano los avances tecnológicos en el ámbito. «El objetivo fue exhibir tecnologías de vanguardia y logros en el campo global de la energía digital», comentó Alvarado.

Una de las áreas que más impresionó a la delegada guatemalteca fue la oferta tecnológica china en almacenamiento y fotovoltaica. «Casi todas las empresas chinas de tecnología fotovoltaica y almacenamiento estuvieron presentes. Fue impresionante ver su capacidad de innovación», comentó Alvarado. Este nivel de innovación ofrece un claro ejemplo del liderazgo chino en estas áreas, que Guatemala buscaría aprovechar para su propio desarrollo.

Ahora bien, Guatemala también habría compartido su expertise ante los anfitriones. Según comentó la presidente de la Junta Directiva del AMM, durante el segundo día del evento se incluyó un Foro Latinoamericano donde tuvo oportunidad de exponer e intercambiar visiones con autoridades y empresas chinas. Durante las sesiones, realizó una presentación titulada: «Integración de Tecnologías Renovables en Guatemala, actualización normativa incluyendo almacenamiento y otras medidas para mitigar la variabilidad», donde pudo comentar la estrategia del país para la diversificación de la matriz energética, destacando el rol de las energías renovables y el almacenamiento energético.

«Hablé sobre cómo Guatemala comenzó a diversificar su matriz con las primeras licitaciones PEG y cómo estamos incorporando más energía solar, además de explorar otros recursos como el viento y la geotermia», explicó la presidenta del AMM.

Uno de los aspectos más importantes para Guatemala en este proceso es la integración de tecnologías que mitiguen la variabilidad de las fuentes renovables, como el almacenamiento de energía. «Nuestro interés en estar allí fue precisamente para aprender más sobre almacenamiento. Ya hemos avanzado en el marco normativo para la generación híbrida autónoma, y estamos trabajando para dar un paso más con tecnología stand alone», anticipó Alvarado.

Además de las presentaciones y foros, la delegación latinoamericana tuvo la oportunidad de visitar las instalaciones de Huawei, una de las principales empresas chinas que ha ganado mercado en el segmento de inversores fotovoltaicos y almacenamiento. Al respecto, Alvarado comentó:

“Funcionarios de Huawei, quienes ya tienen presencia en Centroamérica, mostraron un gran interés en los proyectos guatemaltecos de almacenamiento de energía. De hecho, atendieron a varios desarrolladores interesados en colaborar con Guatemala y otros países presentes como Honduras que anunció una licitación recientemente”.

El evento no solo sirvió para compartir experiencias y lecciones aprendidas en el sector eléctrico, sino para sentar las bases de posibles vínculos comerciales relacionados a energías renovables y almacenamiento.

“Las tecnologías que vimos son muy competitivas. Todos los países presentes compartimos el interés de atraer estas soluciones de vanguardia para acelerar la transición energética en nuestra región”, concluyó Silvia Alvarado de Córdoba, presidente de la Junta Directiva del Administrador del Mercado Mayorista (AMM).

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La Corporación Nacional de Consumidores y Usuarios (CONADECUS) de Chile abordó el proyecto de ley para ampliar la cobertura del subsidio eléctrico (presentado por el Ministerio de Energía a fines de agosto) y planteó una serie de cambios con el objetivo de buscar otros mecanismos para que se puedan rebajar las tarifas. 

Entre las principales propuestas se destacan la reducción de la rebaja de límite de potencia para que más clientes accedan al mercado libre y la realización de nuevas licitaciones de suministro a corto plazo a fin de garantizar valores más competitivos al capturar el precio de las energías renovables. 

“Es indispensable eliminar las actuales barreras para ser consumidores libres, por lo que proponemos bajar el umbral actual de 500 kW a 0 kW, pero también que se mantenga un plan regulado para aquellos usuarios que no deseen ser clientes libres”, señaló Oscar Cabello, asesor de CONADECUS, durante una mesa técnica sobre las tarifas eléctricas. 

“Pero en caso que el Tribunal de Libre Competencia decida bajar el umbral sólo a 300 kW, o si decidiera mantenerlo en 500 kW, es fundamental que se reconozca el derecho de los consumidores y de las pequeñas y medianas empresas a agrupar sus demandas de energía hasta alcanzar el umbral que corresponda, de modo de lograr mejores tarifas con los generadores o comercializadores”, agregó. 

Hoy en día la Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE) actualmente establece el umbral en los 500 kW, pero hay una iniciativa plasmada por diferentes asociaciones del sector energético que busca disminuir ese límite hasta los 300 kW.

Tal es así que meses atrás el TDLC recibió cerca de 20 observaciones sobre la baja de potencia para optar al mercado libre, entre ellas de parte de la Comisión Nacional de Energía (CNE) y varias entidades vinculadas a usuarios, comercializadores y generadores de energía que remarcaron la importancia de que más usuarios opten por el acceso a más renovables y mejores precios, además que esa transición sería paulatina y no movería la aguja en el sistema.

“Por otro lado, es indispensable que la CNE o las distribuidoras inicien un proceso de revisión de los contratos de generación más antiguos, ya que muchos de ellos son bastantes caros porque se dieron en circunstancias muy distintas a las actuales. Proceso que se podría abordar mediante una remuneración directa con las grandes generadoras”, indicó Cabello. 

“Como medida complementaria, la Comisión Nacional de Energía debería licitar nuevos bloques de suministro que se implementen a la brevedad posible y no en cinco años más, mediante un proceso competitivo y no discriminatorio que permita cualquier tecnología y no sólo los PMGD para abastecer a las PyMEs”, aclaró.  

Y cabe recordar que la CNE recientemente informó que para el período 2025 – 2026 no se requerirán nuevas licitaciones de corto plazo, dado que los excedentes energéticos superan los déficits, pero sí la haber subastas de esta índole para el bienio 2027 – 2028, a efectos de contar con una holgura de contratación suficiente para enfrentar un eventual incremento no esperado de la demanda. 

Mientras que a partir del año 2029 en adelante resultará necesarias nuevas convocatorias, dado que el excedente de energía no alcanzaría para cubrir el déficit previsto, según el último informe preliminar sobre las licitaciones de suministro eléctrico para satisfacer el consumo de los clientes regulados. 

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DAS Solar, líder en tecnología fotovoltaica de tipo N, y Smartsun, una de las principales empresas griegas especializada en el diseño y la construcción de proyectos de energía solar, han completado con éxito parques solares en el norte de Grecia con una capacidad total de 82 MW. Los proyectos utilizan 136.000 módulos TOPCon rectangulares de tipo N de última generación de DAS Solar, diseñados para lograr la máxima eficiencia y durabilidad en instalaciones solares de servicios públicos.

Gracias a la abundancia de luz solar, la energía solar representa actualmente aproximadamente el 18,4% de la generación eléctrica de Grecia, lo que la convierte en el país europeo con la mayor proporción de energía solar en su matriz energética. En los últimos años, Grecia ha promovido activamente la tecnología fotovoltaica, convirtiendo la energía solar en un factor fundamental en los esfuerzos del país por acelerar su transición a energías limpias. Según las instituciones de investigación, Grecia añadió 1,59 GW de nueva capacidad fotovoltaica solo en 2023, lo que supone un nuevo récord anual.

El proyecto, que utiliza módulos rectangulares tipo N de DAS Solar, marca otro hito en la expansión solar de la empresa. Con dimensiones estandarizadas, los módulos sientan una base sólida para la colaboración ascendente y descendente dentro de la cadena de suministro. Gracias a las ventajas en eficiencia, potencia de salida, fabricación, transporte y procesos de producción, reducen eficazmente los costos de balance de suministro y el costo nivelado de la energía, lo que garantiza una generación de energía confiable y retornos estables durante todo el ciclo de vida.

Dimitris Nikolaidis, fundador y director general de Smartsun, expresa su sincero agradecimiento por la exitosa colaboración. Destaca la entrega puntual e impecable de módulos de alto rendimiento y de última generación, incluso en medio de importantes desafíos en la cadena de suministro global. Este logro demuestra la solidez de la asociación entre las dos partes, demostrando su capacidad para superar obstáculos y ofrecer resultados excepcionales.

George Demenagas, director de ventas de DAS Solar en los Balcanes Sur, elogia la profesionalidad y la capacidad de respuesta de Smartsun en todas las fases. Destaca la importancia estratégica de Grecia como punto focal para la expansión de DAS Solar en el mercado europeo. Demenagas también subraya el papel pionero de DAS Solar en el desarrollo de la tecnología TOPCon de tipo N. En los últimos ocho meses, la empresa ha establecido el récord mundial de eficiencia de conversión de células TOPCon de gran superficie por tercera vez consecutiva. La célula alcanza una impresionante eficiencia de producción en masa de hasta el 26,6% y una tensión de circuito abierto de 742 mV. Este notable logro indica el liderazgo de DAS Solar en innovación tecnológica, ya que sus módulos, alimentados por células solares TOPCon 4.0 Plus, alcanzan una eficiencia de producción en masa de hasta el 26,55%.

Como fabricante de módulos de nivel 1 de BNEF y una de las principales marcas fotovoltaicas de Grecia certificadas por EUPD, DAS Solar es un proveedor de soluciones perfecto para el maduro mercado griego. La última asociación suma su ventaja local y marca un avance en su presencia en Europa, al tiempo que impulsa los objetivos de neutralidad de carbono del país con energía limpia para miles de hogares. La colaboración entre DAS Solar y Smartsun simboliza una visión compartida de un futuro impulsado por la energía verde, donde la innovación y la dedicación trabajan de la mano para superar los desafíos y aprovechar las oportunidades.

El proyecto en Grecia es solo el comienzo del mayor impacto que DAS Solar seguirá teniendo en la configuración del futuro energético. De cara al futuro, DAS Solar mantiene su firme compromiso de ampliar su presencia en Europa y más allá. Al seguir ampliando los límites de la I+D tecnológica y fomentando las asociaciones estratégicas, la empresa está preparada para facilitar la transición global hacia un mundo más sostenible.

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Future Energy Summit (FES) está próximo a realizar dos eventos virtuales que serán de gran interés para los actores del sector energético en Latinoamérica y Brasil. Estos encuentros se llevarán a cabo el miércoles 25 y jueves 26 de septiembre, y abordarán el estado actual del mercado de las energías renovables, las innovaciones tecnológicas y las oportunidades que se abren para los próximos años.

Inscripción gratuita: https://www.inscribirme.com/brazil-future-energy-virtual-summit 

La propuesta de FES es ofrecer un espacio de discusión con los principales referentes de la industria, quienes compartirán sus perspectivas sobre el futuro de la energía limpia en la región.

El primer evento, el miércoles 25 de septiembre, se centrará en Latinoamérica y comenzará a las 7:00 am MEX / 8:00 am COL / 15:00 pm ESP. La jornada iniciará con un panel titulado «Energía Solar en Latinoamérica: Nuevas tecnologías y oportunidades del sector». Participarán en este panel figuras clave como Oliver Quintero de Sungrow Latam, Itzel Rojas de Seraphim, Victoria Sandoval de JA Solar y Oscar Iván Urrea Riveros de Chint Colombia. Los expertos discutirán las tecnologías emergentes que están ofreciendo al mercado, detallando sus especificaciones y cómo estas soluciones están impulsando la transición energética en la región.

Un punto importante del debate será analizar cuáles son los países más atractivos en términos de avance en la transición energética, con especial énfasis en los casos de Colombia, Chile, México y Argentina.

Además, los panelistas explorarán el potencial del almacenamiento de energía en Colombia, así como las expectativas de crecimiento en Chile, México y Argentina, tres mercados clave para la energía solar.

También se analizarán las tendencias a corto y mediano plazo, proyectando hacia 2025 y discutiendo hacia dónde se dirige el mercado regional.

A continuación, a las 8:50 am, se desarrollará una entrevista destacada con Ricardo Garro Ruiz, Key Account Director de Huawei para Latinoamérica.

Durante la entrevista, Garro Ruiz ofrecerá un balance del mercado de 2024 en comparación con 2023, y compartirá sus expectativas para el cierre del año.

También se tratarán temas como las soluciones de almacenamiento, que ya están ganando terreno en Europa y Estados Unidos, pero cuya adopción en Latinoamérica aún presenta algunos desafíos, salvo en mercados como Chile.

Además, se evaluarán las perspectivas de crecimiento en mercados importantes de la región, con un enfoque en países como Argentina y México.

El segundo panel del día, que comenzará a las 9:00 am, se titulará «Tendencias en Energía Renovable: innovación y competitividad en Latinoamérica». Participarán Sergio Rodríguez de Solis, Omar Ávila de Runergy, Vandy Ferraz de Risen y Alejandro Martinez Pulido de DIPREM, quienes discutirán las tendencias que están percibiendo en el mercado renovable latinoamericano, así como las soluciones en las que sus empresas están trabajando para impulsar el crecimiento del sector.

Además, se abordarán los impactos que los precios de los paneles solares han tenido en la situación financiera de las empresas y qué proyecciones de precios se manejan actualmente.

Se hará un enfoque especial en los tipos de proyectos que avanzan con mayor rapidez en la región y en los perfiles profesionales más demandados para llevar adelante estos proyectos de manera exitosa.

El evento de FES se transmitirá gratuitamente a través de YouTube y LinkedIn.

Evento sobre Brasil

El jueves 26 de septiembre, el evento se trasladará virtualmente a Brasil, con un enfoque exclusivo en este mercado. El primer panel, titulado «Avanços tecnológicos e oportunidades no setor fotovoltaico brasileiro», comenzará a las 10:00 am y contará con la participación de Victor Soares de JA Solar, José Luis Blesa de Seraphim, y representantes de Sungrow, Huawei Digital Power y Chint.

Este panel analizará el estado actual del mercado solar fotovoltaico en Brasil, explorando las expectativas de crecimiento para el cierre de 2024. Además, se discutirá el impacto potencial de las políticas arancelarias para los paneles solares chinos en el país, y si existe la posibilidad de que las empresas chinas opten por establecerse y producir localmente en Brasil.

La segunda parte del evento brasileño comenzará a las 10:50 am con el panel «Tendências e projeções para a energia solar no Brasil», en el que participarán Daniel Pansarella de Trina Solar, Marcel Peralta de Canadian Solar, Ramón Nuche de AESolar, Ricardo Marchezini de Risen y Denis Ribeiro Cola de Solis.

Los panelistas explorarán las proyecciones del mercado fotovoltaico para 2025, incluyendo el papel crucial que jugará el almacenamiento a partir de baterías en los próximos años. Se discutirán también los principales desafíos que enfrenta el sector en Brasil, desde las políticas energéticas hasta las estrategias para fortalecer la autogeneración de energía solar en el país.

Ambos eventos de FES se transmitirán gratuitamente a través de YouTube y LinkedIn, y los interesados pueden inscribirse previamente aquí. Para más información sobre la gira completa y futuros encuentros presenciales, se puede consultar la página oficial del Future Energy Summit en este enlace.

FES es una oportunidad única para conectar con los líderes de la energía renovable en la región, discutir los retos y oportunidades del sector, y explorar las innovaciones que están configurando el futuro de la energía en Latinoamérica y Brasil.

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El Centro Nacional de Despacho (CND) ha proyectado un déficit de 331 MW en Honduras para este año 2024, lo que coloca al país en una situación crítica para el suministro eléctrico local. Anticipándose a esta situación, desde la Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE) han insistido en la necesidad de convocar a una licitación desde hace ya varios años.

De hecho, durante la administración de gobierno pasado han alertado sobre demoras en una convocatoria de 500 MW que fue pospuesta hasta que finalmente el actual gobierno las retomó y potenció hasta los 1500 MW. En atención a que el mes pasado se aprobaron los términos de referencia del nuevo proceso, desde AHPEE consideran que debería ser inminente su lanzamiento.

«Tenemos un déficit de generación significativo y la licitación no es una opción, es una necesidad y debe hacerse lo antes posible», enfatizó Génesis Rodezno, directora ejecutiva de la AHPEE.

En una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, la referente empresaria aseguró que para asegurar el éxito de la convocatoria inicialmente se deberá motivar la participación de una buena cantidad de proponentes del sector privado y, en tal sentido, puntualizó que entre las medidas que podrían lograrlo «la garantía de pago es uno de los principales incentivos», ya que impacta directamente en la estimación del riesgo y, por ende, en el costo del kilovatio hora.

También destacó la importancia de contar con «reglas claras» y seguridad jurídica, tanto en los contratos como en el marco regulatorio. Pero aquello no sería todo.

Otro factor clave, añadió, es el «crecimiento oportuno de la transmisión», ya que si la infraestructura de transmisión no se desarrolla de manera simultánea con la generación, se podría desincentivar la participación. No obstante, reconoció que las autoridades como Erick Tejada, como secretario de Estado en el Despacho de Energía y gerente de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), ya han manifestado que la licitación incluirá obras de transmisión, lo que considera una medida positiva para motivar la participación de la iniciativa privada.

Licitación que priorizará a energías renovables 

Entre los anuncios realizados por Erick Tejada se destaca que al menos el 65% del requerimiento de la licitación buscará ser cubierto por energías renovables. En relación a esta decisión, Génesis Rodezno explicó que desde la asociación siempre han apostado por la diversificación de la matriz energética. Sin embargo, subrayó que «el país tiene una necesidad urgente de potencia firme», por lo que es fundamental que la licitación considere energías renovables con almacenamiento.

Además, la ejecutiva de AHPEE destacó la relevancia de seguir las recomendaciones del Centro Nacional de Despacho (CND), que en su Plan de Expansión de la Generación ha analizado diversos escenarios sobre la integración de energía térmica y renovable. Rodezno subrayó que estas evaluaciones técnicas son clave para asegurar una planificación efectiva, ya que el CND, como operador del sistema y del mercado mayorista, tiene una perspectiva integral sobre la capacidad del país para incorporar nuevas fuentes de energía. No considerar estos estudios, desde la óptica de Rodezno podría poner en riesgo la estabilidad del sistema eléctrico hondureño y la correcta distribución de la nueva generación.

Finalizando, Génesis Rodezno, directora ejecutiva de la AHPEE también señaló que la licitación es la vía más eficiente para evitar la dependencia de soluciones temporales, como los arrendamientos de capacidad de generación térmica, que describió como «costosos y menos eficientes». Recalcó que un proceso de licitación transparente y a tiempo no solo garantizaría el suministro energético adecuado, sino que también ayudaría al desarrollo económico del país.

«La contratación de arrendamientos de capacidad es una solución temporal, que además de no ser eficiente, implica altos costos», advirtió. Para ella, la licitación es la opción más viable para resolver las necesidades energéticas de manera competitiva y duradera, asegurando el abastecimiento del país a largo plazo. «Es, sin duda, la mejor solución», concluyó.

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ABO Energy ratificó su labor en el desarrollo de proyectos de hidrógeno verde en Argentina y sorprendió con el amplio portafolio en el que trabaja a nivel nacional. 

Mariano Panelli, business development manager de ABO Energy, dio a conocer que la compañía posee  un abanico de proyectos para la producción de H2V y para la propia generación e inyección de energía renovable en la red en distintas fases de avance.

“Estamos empezando el desarrollo de proyectos de hidrógeno verde, principalmente aprovechando el expertise eólico, de modo que en Argentina contamos con dos iniciativas que suman 3 GW de capacidad renovable”, afirmó durante un evento organizado por el Consorcio H2ar. 

“Están en etapa temprana, esperando que se den las condiciones para ejecutarlos, pero ya empezamos a asegurar tierra, medir vientos y gestionar permisos para desarrollar los proyectos eólicos que abastecerán las plantas de hidrógeno y derivados”, añadió. 

Esos giga-proyectos están pensados para la exportación del mencionado vector energético o sus derivados, pero no se darían en el corto plazo sino que aún se requerirá tiempo para que los costos o futuros precios se ubiquen dentro de los rangos accesibles para la demanda quiera pagar. 

“Para ello será necesario un marco regulatorio que potencie la posibilidad de exportar los recursos intermitentes. Hay iniciativas que ya se están trabajando, tiene sentido pensarlas, por lo que se requiere paciencia, a la par de seguir apostando al país, mejorando la macroeconomía. Pero el principal cuello de botella es que la demanda esté dispuesta a pagar el costo de comprar H2V”, complementó Panelli. 

Además, el referente de la firma de origen alemán que ya lleva 18 años en Argentina vaticinó que, también poseen desarrollados un pipeline de 1,8 GW de proyectos de energías renovables para inyección a la red, mayormente eólicos. 

De esta manera, ABO Energy reforzará su presencia en el país tras lo hecho recientemente en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), donde se consolidó como una de las grandes ganadoras del llamado correspondiente al segundo trimestre del año.

Allí logró la adjudicación de 392,4 MW de prioridad de despacho entre sus parques eólicos Boreas del Norte (92,4 MW en el corredor Centro – Cuyo – NOA) y Energía Pura (300 MW), con la particularidad que este último incluyó una obra para ampliar el sistema de transporte eléctrico nacional.

Puntualmente, propuso reemplazar los transformadores 132 / 500 kV (T3CL/T5CL) por un banco monofásico 3x150MVA + fase de reserva en la estación transformadora Choele Choel. Por lo que si bien tendrá 300 MW a disposición, 108 MW podrá ocupar de forma inmediata y el resto lo podrá rellenar a futuro con otra infraestructura de generación.

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La posible modificación del marco legal del sector eléctrico de Panamá está en la mira de stakeholders del mercado. Se trata de la Ley 6 que establece el régimen al que se sujetan las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, destinadas a la prestación del servicio público de electricidad. 

Desde la Secretaría Nacional de Energía (SNE), liderada por Juan M. Urriola, ya anunciaron revisiones. No obstante, su tratamiento en la Asamblea Nacional podría demorarse unos meses más, porque la crisis que atraviesa la Caja de Seguro Social (CSS) estaría acaparando la agenda política y legislativa de Panamá. 

Guadalupe González, exdirectora de Electricidad de la SNE, considera que la decisión de postergar la introducción de la nueva normativa es sabia, aunque sí advierte como necesario que se dé a conocer la propuesta a la brevedad, para eliminar interrogantes que empiezan a repercutir en la certidumbre del mercado. 

“Como exdirectora estoy muy a favor de que se produzcan estos cambios a la ley justamente porque se requieren en el marco de la transición energética. Han pasado veintisiete años desde que se hizo esa ley en Panamá, así que es importante que se dé una actualización para mantenernos acorde a estos tiempos, pero necesitamos ver los detalles”

Uno de los temas que genera mayor incertidumbre es que aún no se conoce si el cambio en la Ley 6 implicará una reforma estructural o ajustes específicos que permitan potenciar el sector eléctrico. 

A falta de una propuesta clara, algunos temas han sido adelantados por el actual titular de la Secretaría de Energía en foros del sector llevados a cabo el pasado mes. A partir de allí, tres puntos parecieran ser los prioritarios para abordar en una actualización de la Ley 6: la calidad del servicio, la concentración del mercado y la independencia del Centro Nacional de Despacho (CND) de la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA).

La exdirectora de Electricidad de la SNE destacó que estos tres puntos ya estaban siendo trabajados durante su gestión y mencionó algunas coincidencias y divergencias con cada uno. 

“El tema de calidad a mí, en lo personal, me parece que requiere algunos ajustes, pero realmente eso va mucho más al tema normativo y regulatorio”, señaló, sugiriendo que el enfoque legal podría no ser necesario para resolverlo. Sin embargo, también consideró que el tema de la concentración del mercado y la figura independiente del CND podrían justificar una reforma más amplia, dependiendo de cómo decida proceder la Secretaría de Energía.

 La independencia del CND: ¿ventaja o reto?

Una de las posibles modificaciones más debatidas es la separación del Centro Nacional de Despacho (CND) de ETESA. Esta decisión, según González, podría tener tanto pros como contras, dependiendo de su implementación. “Ventaja de eso, pues definitivamente esperemos que haya más facilidad o agilidad administrativa”, comentó, haciendo referencia a la mayor carga de trabajo que implicará la transición energética para el CND.

Sin embargo, advirtió que se trata de un tema que requiere un análisis profundo. “Todavía ese tema hay que analizarlo, habría que evaluar los costos-beneficios, ya sea de mantenerlo dentro pero dándole otra figura o mantenerlo fuera con alguna otra figura”, explicó, enfatizando la importancia de esperar la propuesta oficial para poder hacer una evaluación más certera.

Resta saber además si la SNE optará por convocar a una instancia de consulta pública para recibir aportes a su iniciativa legislativa o si decide emitir y presentar su propuesta directamente a la Asamblea Nacional para que se haga la discusión en un primer debate o si se creará una subcomisión para abordarla en lo particular. 

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María del Carmen Rubio, directora de Proyectos y Regulación de la Secretaría de Energía y Ambiente de la provincia, participó de la reunión de trabajo y destacó la relevancia de esta nueva fase y las oportunidades que se abren para Río Negro.

“Nos presentaron los documentos que nos permitirá definir cómo avanzamos en la próxima etapa», adelantó Rubio, refiriéndose a los resultados de la primera fase del Plan que le fueron expuestos a cada jurisdicción. La hoja de ruta, elaborada con base en diagnósticos productivos y socioambientales, plantea propuestas concretas para el desarrollo del Hidrógeno Verde, una tecnología clave para la transición energética global y que posiciona a la Patagonia como un polo estratégico a nivel internacional.

Sobre el plan de acción pretendido por Río Negro, Rubio confió que plantearon tres estrategias sobre las cuales se aguarda una respuesta, fundamentalmente en lo relacionado con el financiamineto. Una de ella está relacionada con la posibilidad de retomar la diplomatura en la temática y cursos de capacitación a profesionales que en su momento había iniciado la provincia de Río Negro.

“La segunda, analizar el tema de infraestructura, específicamente la parte de la apertura de la línea de 500 kilovolts que se necesita para la producción del hidrógeno. Y ahí necesitamos evaluar cómo van a ser los proyectos ejecutivos de esta apertura de línea”, detalló Rubio. Una tercera línea de acción se refiere a aspectos comunicacionales, que serán abordados a nivel regional.

A su vez, se conoció que uno de los objetivos prioritarios a nivel regional es avanzar en los estudios de ordenamiento territorial y en la planificación de la infraestructura energética y portuaria que permitirá el transporte y exportación de derivados del hidrógeno. A mediados de octubre, en el próximo encuentro, se espera que puedan definirse los próximos pasos del Plan Hidrógeno Patagonia.

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El Poder Ejecutivo de Chile cruzó a la Confederación de la Producción y el Comercio (CPC) por el proyecto de ley para ampliar la cobertura del subsidio eléctrico a 4,7 millones de usuarios que propone que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) financien los subsidios ayuden a la disminución de la tarifa de las pequeñas y medianas empresas. 

¿Por qué? Desde CPC plantearon que se están cambiando las reglas de juego y criticaron abiertamente la cantidad de usuarios a los que alcanzaría la medida, siguiendo la línea de los reparos y manifestaciones en contra realizados por parte del sector energético y de algunos legisladores en las distintas mesas técnicas y sesiones de la Comisión de Minería y Energía. 

La Vocería del Gobierno de Chile ratificó la iniciativa a pesar que en las últimas semanas, el proyecto de ley recibió críticas del sector energético y de algunos legisladores en las distintas mesas técnicas y sesiones de la Comisión de Minería y Energía. 

Tal es así que la ministra vocera del Gobierno, Camila Vallejo, ratificó la iniciativa y la calificó como una “medida extraordinaria producto de una situación extraordinaria”, aunque ello implique posibles severos riesgos para el sector renovable, desde frenos a las inversiones en la materia hasta defaults financieros de las compañías. 

“El subsidio propuesto, que implica triplicar las subvenciones, es porque se produjo un alza extraordinaria en las tarifas eléctricas por un descongelamiento que había que realizar. Es decir que es un subsidio extraordinario para una situación de carga financiera familiar extraordinaria”, remarcó. 

“El subsidio, como otras políticas que hemos ido empujando, tiene que ver con conocer la realidad del país y que aquí hay una necesidad de poder acompañar a miles de hogares, hablamos del 50% de los más vulnerables, para enfrentar esta alza extraordinaria eléctrica a propósito del descongelamiento”, agregó durante una conferencia de prensa.

De todos modos, el financiamiento del subsidio por parte de los PMGD será a lo largo de tres años (2025 a 2027, incluso)  mediante un cargo transitorio a los retiros de energía del sistema, denominado “Cargo FET” (Fondo de Estabilización de Tarifas), por un monto de $1,8 kWh que se financia de la retención equivalente a las compensaciones por precio estabilizado que se pagan en conformidad al régimen transitorio del Decreto Supremo N°88/2019. 

Mientras que el apoyo a las PyMEs se daría a través de la habilitación de la inyección y retiros de energía en el mismo punto de conexión, para comercializarla con las concesionarias de servicio público de distribución que presten servicio en dicha zona.

Aunque cabe aclarar que la propuesta establece un techo anual de 500 GWh/año de la totalidad de inyecciones PMGD que podrían ser destinadas a ese mecanismo y su implementación será por medio de una bolsa de precio preferente conformada por las PyMEs y operadores de servicios sanitarios rurales que cumplan con los requisitos objetivos de focalización. 

Y si bien el proyecto de ley aún debe tratarse en el Congreso, desde el sector continúan las inquietudes respecto a cómo afectaría esta última medida al suministro eléctrico y demanda de los clientes regulados, considerando los contratos ya adjudicados en años anteriores; pero que desde el Poder Ejecutivo ratificaron en diversas oportunidades al igual que lo hizo la Vocería del Gobierno de Chile. 

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El Future Energy Summit (FES) celebrará su tercera edición en Chile este año, consolidándose como un evento clave en el ámbito de las energías renovables en Iberoamérica.

Este evento, que tendrá lugar los días 27 y 28 de noviembre en el Hotel Intercontinental Santiago, congregará a más de 500 CEOs, líderes de compañías, autoridades gubernamentales, inversionistas y expertos en tecnología para debatir sobre el futuro de la energía limpia.

FES Chile ofrece una plataforma ideal para el networking y la colaboración entre los principales actores del sector energético, incluyendo a desarrolladores de proyectos, tecnólogos, y gremios especializados en energías renovables. Durante las dos jornadas, se realizarán entrevistas exclusivas y debates que abordarán temas clave sobre las soluciones sostenibles en Latinoamérica.

Entre los oradores destacados de esta edición se encuentran figuras importantes del sector energético como Matías Steinacker, CEO de EDF Renewables Chile, Carla Tapia, Country Manager de Enercon, Rebeca Poleo, directora de proyectos de hidrógeno de ENGIE Chile, y Rossana Gaete, Gerente Global de Hidrógeno Verde de AES International Unit.

Estos líderes compartirán su visión y experiencia en la transformación energética, especialmente en lo que respecta a la transición hacia fuentes de energía más limpias y el desarrollo del hidrógeno verde.

El evento es una oportunidad única para conectar a los principales referentes de la industria y discutir las últimas tendencias y proyectos innovadores que impulsan la agenda de las energías renovables en la región.

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Future Energy Summit, la plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables creada de la unión entre Energía Estratégica e Invest in Latam, llevó adelante un nuevo webinar gratuito junto a Huawei Digital Power que representó una oportunidad inigualable para conocer las perspectivas y soluciones innovadoras para el almacenamiento energético con baterías y los desafíos para garantizar una transición energética sostenible en la región. 

Diomedes Quijano, Chief Technical Officer–Huawei Digital Power Multi-Country (Centroamérica y el Caribe), fue quien expuso sobre los últimos avances tecnológicos para el sector renovable, cómo la compañía avanza en la integración de tecnologías digitales y de electrónica de potencia que permitan habilitar la digitalización de la energía, impulsando un futuro más sostenible

“El concepto de mundo inteligente lo tenemos como parte de la misión y visión de Huawei. Queremos movernos de un enfoque energético basado en productos a un ecosistema abierto, es decir una solución intercomunicada que permite integrar la tecnología energética basada en principios electromagnéticos, mecánicos, térmicos; entre otros; a incluir la tecnología digital, donde el flujo energético pueda moverse en paralelo con el flujo de información a lo largo de todas las necesidades de la sociedad”, sostuvo. 

“Cuando podamos controlar todos estos elementos propios de la revolución energética y la revolución de las tecnologías de la información y la comunicación (TICs), y lo integremos dentro de una nube desde la cual puedan ser provistos todos los servicios energéticos necesarios para mantener eficientemente una comunidad, entonces podremos lograr que todas las emisiones de carbono lleguen a ser neutrales. Esta es la visión para una transición energética sostenible”, agregó. 

Además, el especialista remarcó que las tecnologías fotovoltaicas y los sistemas de almacenamiento energético con baterías de litio (BESS, en inglés) continúan con un crecimiento indiscutible, dejando atrás el concepto de energías alternativa largamente aplicado para la energía fotovoltaica (y a otras energías renovables intermitentes), para pasar al concepto de energía principal o primaria en un futuro cercano. Tanto es así que para el 2026, a escala mundial, los proyectos fotovoltaicos podrían alcanzar unos 558 GW de capacidad instalada, en tanto que los BESS rondarían los 196 GW de capacidad. 

Y del mismo modo, subrayó que los sistemas de almacenamiento, en combinación con los fotovoltaicos, y otros tipos de energía renovable, responden a diversas tendencias fundamentales como efectiva administración y gestión de múltiples centrales, grid-forming en múltiples escenarios, seguridad tetradimensional, gestión de electrónica de potencia a nivel de módulos y celdas (MLPE & CLPE), alto voltaje y confiabilidad, frecuencia, densidad y elevada calidad de la energía.

Por lo que Huawei se mantiene a la vanguardia tecnológica y continuará innovando para lograr mayores ventajas y rendimientos en la operación y mantenimiento de los sistemas, como por ejemplo a través de productos estrella, como son las soluciones inteligentes fotovoltaicas en cadena (Smart String PV, en inglés) o las soluciones inteligentes de almacenamiento energético en cadena (Smart String ESS, en inglés), las cuales son un complemento perfecto para las energías renovables, convirtiéndolas en una fuente de energía primaria con altos niveles de confiabilidad aplicable a escala de países (mercado eléctrico), industrias, comercio y hogares. 

“Procuramos traer el futuro de la energía a la actualidad con soluciones digitales, altamente innovadoras, fuertemente controladas para garantizar una seguridad activa desde la granularidad de la microelectrónica de la celda hasta su integración con la red. De hecho, con este tipo de tecnología hemos desarrollado proyectos de éxito por encima de los 15 GWh a escala mundial para aplicaciones diversas, y es un número que continúa creciendo sin parar”, complementó Diomedes Quijano. 

“Por ejemplo, nuestras soluciones fotovoltaicas (Smart String PV) y de almacenamiento energético con baterías (Smart String ESS), están conceptualmente concebidas para administrar distintos equipos: contenedor, inversor, estación de transformación y dispositivos inteligentes de comunicación y monitoreo, que permiten la gestión óptima de las instalaciones. Dada la tecnología modular, de fácil montaje, podemos apostar por el desarrollo de plantas de potencia virtualmente infinitas. Además, dadas las fuertes necesidades de estabilidad de la red eléctrica en los distintos mercados globales y regionales, contamos con soluciones fácilmente adaptables a múltiples servicios, dando soporte a todos los escenarios de respaldo de red, incluyendo, por supuesto, las microrredes inteligentes fotovoltaicas y de almacenamiento”, explicó. 

Y, de cara a las últimas tendencias en el almacenamiento energético con baterías de litio (BESS, en inglés), el especialista también analizó las principales características comunes se podrían plantear en baterías para lograr una armonización regulatoria en Centroamérica y Caribe, además y los requerimientos para tomar ventaja de estas tecnologías dentro de la región. Puntualmente, hizo énfasis en la necesidad de identificar las necesidades primarias de cada mercado, trazar ejes para probar esas tecnologías de manera gradual y, en función de ello, esbozar los planes donde los BESS se vean como sistemas completamente dinámicos, operativos e integrados de las matrices energéticas de cada territorio.

“Esto significa que los BESS no deben ser más vistos como un sistema de respaldo cuando se presenta algún fallo o condición operativa. Hoy contamos con la tecnología para que los BESS formen parte de una dinámica y lógica de operación diaria dentro de los distintos mercados eléctricos y la planificación de las redes a nivel nacional y regional, en múltiples niveles de acción.”, subrayó el Chief Technical Officer de Huawei Digital Power Multi-Country (Centroamérica y el Caribe). 

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El paquete de reformas constitucionales impulsadas por el gobierno federal están generando incertidumbre entre los inversionistas del sector eléctrico en México. Carlos Flores, especialista en energía, advierte que estas medidas, además de poner en riesgo la calificación crediticia del país, están incrementando los costos de financiamiento de los proyectos energéticos. Este escenario no solo afecta la competitividad del sector, sino que plantea serias dudas sobre la capacidad del país para cubrir el crecimiento de la demanda eléctrica y cumplir con sus metas de reducción de emisiones.

«Tras seis años de intentos de bloqueos en el sector, seis años que culminan con una reforma al Poder Judicial y que muy seguramente culminarán también con una reforma a los organismos autónomos, que en el sector eléctrico repercute en el operador de la red CENACE y al regulador CRE, pues no se ve un camino claro y sin riesgos», declaró Flores en conversación con Energía Estratégica.

A pesar de la gravedad de la situación, Flores aclara que esto no significa que las inversiones en energía renovable o en el sector eléctrico en general se detendrán por completo. «Lo que va a suceder es un incremento en el costo del financiamiento», explica. Este aumento en el costo del capital para las empresas que desean invertir en México implicará que la tasa interna de retorno de los proyectos suba, según estimaciones del especialista consultado las tasas podrían aumentar entre 200 y 300 puntos base, lo que a su vez impactará el costo de la energía. Flores describe este proceso como una cadena que perjudicará la competitividad de los nuevos proyectos y podrá tener un impacto directo en el consumidor.

«Es el consumidor quien va a tener que pagar su electricidad a un costo más elevado», afirma. Además, advierte que, si el gobierno decide mantener los precios bajos, «una mayor parte de sus impuestos irán dirigidos a subsidiar a la Comisión Federal de Electricidad (CFE)». En resumen, los mexicanos enfrentarán tarifas más altas o verán cómo sus impuestos financian la operación de la CFE mediante subsidios, lo que en última instancia significa un mayor costo para los ciudadanos.

Ante este panorama, surge la pregunta: ¿Podría el cambio en la presidencia, con la llegada de Claudia Sheinbaum, modificar el rumbo de las políticas energéticas en México? Carlos Flores se mostró escéptico. «Difiero de la mayoría de mis colegas», señaló en conversación con este medio, explicando que muchos expertos creen que Sheinbaum podría dar un giro en la política energética; sin embargo, según Flores, «si conectamos los puntos hacia atrás y vemos cuando Claudia Sheinbaum era alcaldesa y gobernadora, siempre siguió al pie de la letra las instrucciones del presidente López Obrador».

Basándose en este análisis, Flores prevé que las políticas de Sheinbaum seguirán la misma línea que las del actual presidente. «No veo por qué debemos esperar un cambio de rumbo», sentencia, anticipando que las inversiones en energías renovables continuarán estancadas, a excepción de la generación distribuida. Flores fue tajante: «No veo que haya una sola empresa dispuesta a nuevas inversiones en el sector».

Si el panorama no cambia, el especialista consultado advierte al menos tres problemas graves. El primero es el incremento de costos para los consumidores, como ya se mencionó. En segundo lugar, la incapacidad de México para cubrir el crecimiento de la demanda eléctrica. «Si no se pudo cubrir la demanda actual, ¿cómo vamos a cubrir la demanda futura?», cuestiona. El tercer gran problema que Flores identifica es la incapacidad de México para cumplir con sus compromisos internacionales en materia de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. «Aunque este ha sido un tema de baja prioridad para el partido en el poder en los últimos seis años, no podemos ignorar sus implicaciones a largo plazo», señala.

Una política energética sin lógica financiera

Carlos Flores también expresó su preocupación por el retroceso que está experimentando el sector energético en México. «Estamos volviendo a las decisiones de los años 70 y 80, donde todo giraba en torno a la popularidad del presidente, sin ninguna lógica financiera detrás», sostuvo. En su opinión, el enfoque en «rescatar» las empresas públicas y perseguir una soberanía energética «ficticia» solo agravará los problemas que enfrenta el país.

Con este análisis, el especialista concluye que las reformas constitucionales, lejos de traer estabilidad al sector energético, están aumentando la incertidumbre y los costos de las inversiones, con efectos directos sobre los consumidores y el futuro de las energías renovables en México, complicando aún más su camino hacia una transición energética sostenible.

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Risen Energy, uno de los líderes mundiales en soluciones de energía renovable, participó en RE+ 2024, el evento más grande e importante de Norteamérica para la industria de la energía limpia, celebrado en Anaheim, California. Durante el evento, la empresa destacó sus tecnologías de vanguardia, con énfasis en el Sistema de Almacenamiento de Energía en Baterías (BESS) y los módulos fotovoltaicos con tecnología HJT (heterounión), ambos ya disponibles para la venta en Brasil y en varios mercados globales.

Risen Energy presentó su gama Hyper-Ion, equipada con la innovadora tecnología HJT, reconocida por su alta eficiencia, rendimiento superior a altas temperaturas y el menor coeficiente de degradación del mercado. Estos módulos fotovoltaicos son ideales para proyectos de energía solar a diversas escalas, reafirmando el compromiso de la empresa de ofrecer a los clientes soluciones de alto rendimiento y un bajo coste total de propiedad.

Durante el evento, Risen Energy tuvo la oportunidad de conectar con socios estratégicos de los mercados americano y latinoamericano, nuevos clientes e importantes líderes de la industria. El crecimiento del mercado solar, combinado con la expansión de las tecnologías de almacenamiento de energía, fueron temas centrales en las conversaciones con los participantes.

«RE+ 2024 fue una oportunidad única para demostrar cómo nuestras tecnologías están a la vanguardia de la transición mundial hacia la energía limpia. El mercado de almacenamiento de energía, en particular, tiene un enorme potencial de crecimiento, tanto en Brasil como a nivel internacional. Estamos entusiasmados por seguir liderando esta transformación con nuestras soluciones BESS y los módulos solares más avanzados», afirma Thiago Canal, Overseas Growth Business Manager de Risen Energy.

La feria también brindó a Risen Energy la oportunidad de estrechar relaciones con clientes de larga data y establecer nuevas asociaciones que serán clave para el futuro de la empresa.

Con sede en China, Risen Energy sigue ampliando su presencia global, aportando innovación en energía solar y soluciones de almacenamiento a mercados de todo el mundo.

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Parque Eólico Arauco, empresa 100% dedicada a la generación de energía renovable en la Provincia de La Rioja (Argentina), planea superar los 450 MW renovables instalados en el corto plazo, a través de la hibridación de sus parques, mientras avanza en dos proyectos pilotos de hidrógeno verde y almacenamiento de energía.

La compañía ya cuenta con 250 MW eólicos operativos y “está por llevar adelante más de 50 MW eólicos y 150 MW para parques híbridos”, además de los 25,5 MW adjudicados en la licitación RenMDI del 2023, según informó Osvaldo Navarro, asesor de Parque Eólico Arauco, durante un evento organizado por el Consorcio H2ar al que asistió Energía Estratégica.

A partir de ello, la firma riojana busca tener los primeros dos parques renovables híbridos de Argentina y estar a la vanguardia en Sudamérica en conectar energía eólica y solar en el mismo punto, con el objetivo de aprovechar mucho más las estaciones transformadoras y las líneas de despacho que poseen. 

Y cabe recordar una de esas centrales se dio en convenio entre Parque Eólico Arauco e IMPSA, firmado en mayo del año pasado (ver nota), y en su momento se comunicó que el proyecto demandará una inversión total de USD 49.000.000 y evitará la emisión de aproximadamente 1.000.000 de toneladas de CO2 durante 20 años al generar energía totalmente limpia. 

“De todos modos, no alcanza con los grandes parques para una mejor penetración y por eso empezamos a estudiar proyectos de almacenamiento e hidrógeno verde. Por lo que buscamos proyectos de pequeña escala que permitan adquirir capacidad técnica y conocimiento con proveedores, que sean escalables, que tengan una demanda flexible y que tengan visibilidad en la realización”, sostuvo Navarro

Es por ello que Parque Eólico Arauco insiste en dos proyectos de baja escala que ya se encuentran en etapa de prefactibilidad y que no sólo se vinculan con la generación de energía renovable, sino también con el hidrógeno verde para la movilidad sustentable y el almacenamiento de energía. 

El primero de ellos es un electrolizador piloto de 1 MW de capacidad para alcanzar costos competitivos para la producción de H2V, que es considerado uno de los combustibles del futuro. Dicho vector permitirá abastecer 15 ómnibus urbanos con tecnología de co-combustión con costo de USD 1,2 por kilómetro. 

“Además, el proyecto es escalable a 25 MW de potencia y el parque de 500 MW tendrá curtailment, pero podrá abastecer 300 micros y un modelo de gas-blending para alrededor del parque; con el que llevaremos el costo a USD 1 / km”, aseguró el especialista. 

Mientras que el proyecto de almacenamiento se debe a que el sur de La Rioja tiene “dificultades” para abastecimiento de energía y usa generación forzada; por ende Parque Eólico Arauco presentó un proyecto a la convocatoria “AlmaMDI” (lanzada a fines del año pasado) para paliar tal situación. 

“Propusimos módulos de electrólisis de 2,5 MW por parques solares de no más de 5 MW de capacidad, complementados con storage y esa energía se devuelve por la noche mediante celdas de hidrógeno. Incluso, CAMMESA se vio interesada en esta tecnología y quedó en estudio para la próxima etapa de AlmaMDI”, concluyó. 

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El CoordinadorEléctricoNacional(CEN) de Chile notificó al ministro de Energía, Diego Pardow, por una problemática que afecta al desarrollo y perfeccionamiento del sistema de transmisión, lo que impacta directamente en el proceso de transición energética del país. 

La misiva enviada días atrás informa que hay más de 70 obras de transmisión discontinuas, ya sea porque fueron declaradas desiertas (por la ausencia de proponentes u ofertas más elevadas que el precio de reserva) o abandonadas por las empresas constructoras adjudicadas en las licitaciones correspondientes. 

Este hecho que despierta las alarmas en el sector, debido a que muchos de los proyectos en cuestión corresponden al sistema de transporte eléctrico zonal y tienen el propósito de mejorar la calidad de servicio de los habitantes del país. 

Y de acuerdo a lo manifestado por la carta del Coordinador Eléctrico, la principal causa de la falta de ofertas en los procesos de licitación radica en que “los valores de inversión referenciales no reflejan las condiciones actuales de la industria”. 

“En los últimos años, hemos observado un aumento significativo en los costos de las obras de transmisión, atribuido a procesos inflacionarios surgidos tras la pandemia y el conflicto Ucrania-Rusia, la alta demanda global de las cadenas de suministro de equipamiento necesario, y el alza en los componentes nacionales”, sostiene el documento. 

“Estas mismas razones generan un desajuste con los valores de reserva definidos por la Comisión Nacional de Energía, lo que ha llevado a que las licitaciones sean declaradas desiertas incluso cuando se han recibido ofertas”, agrega.

Incluso, varios de los 23 proyectos desiertos fueron relicitados en tres oportunidades y una de ellas en cuatro ocasiones (aumento de capacidad de transmisión en línea 1×66 kV El Maitén – El Paico – El Monte). 

Mientras que los motivos de los abandonos de la infraestructura adjudicada están vinculados a mayores costos de construcción prevalecientes. Es decir que se condice con la situación del rubro transportista y la diferencia en los valores, a pesar que en el transcurso de este año el CEN haya tenido propuestas y adjudicado ganadores en diferentes convocatorias de esta índole. 

“Lamentablemente, en el último tiempo, el riesgo regulatorio aumentó por distintas razones. Hoy se refleja en las licitaciones, con señales de precio fuera de mercado y como un elemento más del escenario de incertidumbre. Pero lo que realmente importa es despejar las fuentes del riesgo y recuperar la confianza de los inversores”, manifestaron desde la Asociación de Transmisoras de Energía de Chile, gremio que agrupa a las empresas que operan el 58% de las líneas de alta tensión y el 100% de las líneas de 500 kV. 

Y si bien el Coordinador Eléctrico Nacional vaticinó la repetición de ese tipo de acontecimientos en el futuro ante una falta de actualización de los valores referenciales de inversión y desincentivos para el sector, también propuso una serie de medidas para evitarlo:

Actualizar los valores referenciales de inversión de las obras a relicitar
Añadir una fórmula de indexación del valor entre la fecha de adjudicación y la fecha de finalización de la obra, como por ejemplo de costos de materiales, tipo de cambio y mano de obra, con el fin de remunerar al contratista adjudicado conforme a los costos vigentes en el mercado. 
Definir los valores de reserva de las obras sobre una base de costos más actuales al momento de la adjudicación.

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A menos de 100 días de haber iniciado el gobierno de José Raúl Mulino, el sector eléctrico empieza a tomar una posición estratégica en la política local. Desde la Secretaría de Energía, liderada por Juan M. Urriola, ya anunciaron revisiones a las bases del mercado.

En el centro del debate está la posible modificación de la Ley 6 de 1997, que regula el sector eléctrico. Esta ley, que ha regido durante más de dos décadas, podría ser objeto de cambios impulsados por la nueva administración.

Ramiro Troitiño, presidente de la Cámara Panameña de Generadores Hidroeléctricos (CAPAGEH), ha expresado su respaldo a esta propuesta, aunque con ciertas reservas. «Creo que en términos generales es bien recibido que se quiera modernizar la ley porque ya tiene su tiempo», comentó Troitiño. Sin embargo, destacó la necesidad de esperar a conocer los detalles concretos de la propuesta.

Sobre esta ley que establece el régimen al que se sujetarán las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, el presidente de CAPEGEH subrayó puntos clave para la liberalización de la comercialización de la energía, que actualmente está en manos de las distribuidoras.

Troitiño explicó que esta medida podría tener un impacto positivo en el mercado: «Nos parece bien liberalizar la comercialización de la energía que actualmente está monopolizada por las distribuidoras. Se espera que el comercializador sea como un agente que permita dinamizar el mercado, y eso nos parece bien a todos», afirmó.

Según el referente del gremio de hidroeléctricas, la introducción de un agente comercializador independiente podría fomentar una mayor competencia y generar beneficios tanto para los generadores como para los consumidores. «Eso funciona en otros países y ha dinamizado muchos mercados, ya que ha logrado hacer que se venda más y que se venda a mejor precio», añadió.

Sin embargo, Troitiño también observó que la forma de implementación de esta medida será crucial para su éxito. «Cómo se implementará no se sabe. Esperamos que el distribuidor siga siendo comercializador, pero que no tenga monopolizado ese servicio», señaló.

Según pudo saber Energía Estratégica por fuentes extraoficiales, un primer anteproyecto de modificación a la Ley 6 sería compartido con partes interesadas este jueves 19 de septiembre, de manera de despejar algunas dudas que ya están empezando a tomar relevancia en el mercado.

Interrogantes sobre la participación de empresas estatales

A pesar del enfoque del gobierno en apoyar a la empresa privada, Ramiro Troitiño advirtió que desde la actual administración estarían anticipando cambios en las empresas estatales del sector eléctrico.

Un primer aspecto que observó fue el papel que adquirirán la estatal EGESA, la empresa de generación eléctrica de Panamá: «no tiene sentido que el Estado esté tratando de participar más de una actividad económica que ya está atendida por los privados». En su opinión, la participación de EGESA en el mercado no solo es innecesaria, sino costosa, ya que la empresa estatal no ha logrado cubrir sus costos y representa una carga para los contribuyentes. «Nos cuesta 1 millón y medio al año en nuestros impuestos», lamentó el referente empresario en conversación con este medio.

En este contexto, la figura del comercializador se posiciona como una oportunidad para aumentar el dinamismo en el sector eléctrico. «Es sin duda una forma de incorporar la competencia en el sector de distribución, un sector donde realmente no hay competencia porque son monopolios sectoriales», comentó Troitiño. Para él, la falta de competencia ha afectado la eficiencia del mercado, y la liberalización podría ser una solución efectiva. Sin embargo, reconoció que existe resistencia por parte de las distribuidoras, mientras que las generadoras están a favor de la medida.

Por otro lado, el presidente de la Cámara Panameña de Generadores Hidroeléctricos (CAPAGEH) sugirió que un aspecto adicional a considerar es la apertura del sector de transmisión, actualmente controlado por la estatal ETESA. «Debería ver cómo se busca ahora con el cambio de la ley abrir un poco ese sector para que haya competencia», afirmó, señalando que, aunque no podría sugerir cómo llevarlo a cabo, la posibilidad de que otros agentes puedan ofrecer servicios de transmisión en competencia con ETESA podría ir en pos de la eficiencia del sector.

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LUMA Energy ServCo, LLC. (LUMA) emitió una Solicitud de Propuestas (RFP) para diseñar y construir dos sistemas de microrredes en las islas de Vieques y Culebra.

Mario Hurtado, vicepresidente y Chief Regulatory Officer de LUMA Energy precisó a Energía Estratégica que el proyecto contempla la instalación de plantas fotovoltaicas y baterías de respaldo en ambas islas.

En Vieques, se espera que la planta solar tenga una capacidad de 12 MW, mientras que la de Culebra alcanzará los 3 MW. En cuanto a la capacidad de las baterías, el sistema de almacenamiento de Vieques será de 8 MW/8 MWh, y el de Culebra contará con 4 MW/4 MWh, ambos equipados con transformadores elevadores.

«Cada BESS debe estar interconectado en un alimentador de 38 kV, aguas arriba de las subestaciones de distribución existentes para ambas islas, con tamaños proporcionales al nivel de demanda y con energía para satisfacer la demanda de carga durante las duraciones aplicables a cada una de las opciones de tamaño descritas», detalló Hurtado.

El proceso de licitación ha avanzado con la publicación de una primera adenda ayer 16 de septiembre del 2024, que actualiza las fechas clave del cronograma. Allí, se aclara que la primer visita a los sitios seleccionados iniciarán hoy mismo, 17 de septiembre, repitiéndose este viernes 20, y una segunda visita está prevista para el 1 y 3 de octubre del 2024.

Cualquier interesado que planee asistir a las visitas al sitio debe registrarse previamente enviando un correo electrónico a procurement@recomspr.net, incluyendo los nombres y correos electrónicos de todos los asistentes.

Luego de las visitas y antes del 8 de noviembre de 2024, los interesados en presentar una oferta deberán enviar un documento expresando su intención de participar, a través de la plataforma del proceso alojada por PowerAdvocate, parte de Wood Mackenzie. Y, en la misma plataforma presentar sus propuestas hasta el 11 de noviembre del 2024 como fecha límite.

Ahora bien, para tener acceso a los documentos necesarios para formular sus propuestas, las empresas interesadas deberán además completar un Acuerdo de Confidencialidad en la plataforma PowerAdvocate, que es obligatorio por parte de la Oficina de Adquisiciones de Terceros (3PPO).

La propuesta forma parte de las medidas de mitigación de riesgos de la sección 406, diseñada para garantizar que la infraestructura crítica de ambas islas continúe operando durante desastres naturales; por lo que, esta convocatoria tiene como principal objetivo mejorar tanto la calidad como la resiliencia del sistema eléctrico. Además, la integración de fuentes renovables y almacenamiento de energía permitirá una menor dependencia de los generadores diésel, que hasta ahora han sido la base de la generación de energía en estos territorios.

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De acuerdo con la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER), Guatemala tiene aún un 88% de su potencial de energías renovables por impulsar. De los 5000 MW de energía hidráulica aprovechable, solo se han utilizado 1528 MW. En el caso de la energía geotérmica, de los 1000 MW disponibles, únicamente 34 MW están en operación. Pero aquello no sería todo. Las cifras para la energía eólica y solar son reveladoras: de los 700 MW potenciales a partir de la cinética del viento, solo 107 MW están operativos y, con tecnología fotovoltaica, de un estimado de 7000 MW de capacidad solar, el país apenas cuenta con 523 MW instalados.

Este subaprovechamiento de los recursos naturales resalta la importancia de la licitación PEG-5, un proceso que podría marcar un cambio significativo en el panorama energético del país porque promete ser la más grande de la historia de Guatemala al contratar en el orden de los 1200 MW a 1500 MW, de acuerdo a las últimas declaraciones de autoridades.

La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) trabaja con la meta de emitir los Términos de Referencia (TDR) de esta licitación en octubre (ver más) para brindar mayores certezas, lo que tiene en vilo al sector empresario tanto local como extranjero:

«La expectativa en torno al PEG-5 es alta, ya que se espera que la CNEE defina los términos de referencia que guiarán el proceso», afirmaron desde AGER. Los TDR serán clave para sentar las bases de una licitación que atraiga inversiones de empresas que busquen contribuir al crecimiento del sector eléctrico en Guatemala, y signifique el inicio de un mejor aprovechamiento del potencial renovable del país.

Una de las novedades que se dieron a conocer en la antesala de este proceso fue la aprobación de modificaciones a 12 Normas de Coordinación que habilitan a que puedan funcionar en el país sistemas de almacenamiento y proyectos de Generación Híbrida Autónoma (GHA) compuestos por centrales solares y eólicas con baterías. De allí que, renovables con o sin almacenamiento podrían ofertar en la próxima licitación de Guatemala.

«Creemos que el almacenamiento de energía es una innovadora alternativa que permite el desarrollo óptimo de las tecnologías renovables contribuyendo a incorporar un suministro seguro en el sistema eléctrico nacional, que disminuye la dependencia de combustibles fósiles y maximiza el uso de fuentes renovables, contribuyendo a mantener tarifas bajas para los usuarios finales. Esto, a su vez, aumenta la competitividad para los proyectos renovables, lo que puede hacer que la licitación PEG-5 sea más atractiva para nuevos inversionistas y desarrolladores», consideró un portavoz de AGER.

El almacenamiento también abre la puerta a nuevos modelos de negocio en el sector energético. Las empresas ahora pueden participar en el aporte de potencia al mercado mayorista, regulando de manera más eficiente el recurso renovable primario. También se abren oportunidades en el mercado de reservas operativas, contribuyendo a la calidad y seguridad del abastecimiento energético. ¿Cómo se puede conseguir eso? Desde AGER explicaron:

• Aprovechando los sistemas de almacenamiento se puede optimizar el recurso primario ya sea agua, viento sol, a través del llenado de estos sistemas con la energía propia disponible en horas de menor demanda o cuando se tenga el recurso y tener esa energía disponible en los periodos de mayor requerimiento de los consumidores, ejemplo: se puede usar parte de la energía solar en horas del día para almacenar en baterías y tenerla disponible en las horas de la noche, o bien en horas de la madrugada.
• Otro aprovechamiento es utilizar esos sistemas de almacenamiento para aportar las reservas operativas al sistema, contribuyendo a garantizar la calidad y seguridad del suministro, se almacena la energía y se dispone para momentos en los cuales se requiere para cubrir el faltante de otras tecnologías de generación.

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El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile llevó a cabo la apertura de ofertas administrativas y técnicas de la licitación para la construcción y ejecución de obras de transmisión incluidas en los Decretos Exentos Nº4 del 2024, N°200 del 2022 y N°185 del 2021. 

Puntualmente, el proceso recibió el interés de las diez firmas Tucapel Energía, Changshu Fengfan Power, Monlux, Sistema de Transmisión del Sur, Ametel, Conexión Kimal Lo Aguirre, Elecnor, Bac Ingenieros, PowerChina y Quantum Energy. 

Dichas empresas presentaron ofertas para 28 obras de transmisión, con plazos de ejecución oscilan entre 18 y 60 meses, siendo mayormente para ampliar las subestaciones eléctricas del Sistema Eléctrico Nacional de Chile (SEN). 

Aunque es preciso mencionar que otros 15 proyectos quedaron sin ofertas (8 de las cuales fueron retiradas del proceso a sólo semanas de entregar oferta), a pesar que varias de estas obras fueran relicitadas tras el incumplimiento de las obligaciones establecidas en el proceso del 2023, a pesar que en aquel entonces hubo siete empresas interesadas (ver nota)

Una de las particularidades es que Elecnor fue la única compañía que ofertó en la obra que más tiempo y dinero demandará para realizarse: Tendido segundo circuito línea 2×500 kV Ancoa – Charrúa. Proyecto de más de USD 60.200.000 de valor de inversión referencial, lo que representa más de un tercio de toda la convocatoria. 

Mientras que Ametel (Andaluza de Montajes Eléctricos y Telefónicos) fue la firma con mayor cantidad de propuestas (10), seguida por Monlux (6) y Sistema de Transmisión del Sur (5). 

Aquellas iniciativas que cumplan con los requisitos y la completa presentación de la información, avanzarán en el proceso licitatorio y recién se conocerán las ofertas económicas el jueves 14 de noviembre. En tanto que la adjudicación se realizará el día 22 de dicho mes. 

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

A continuación, una por una las ofertas:

Tucapel Energía

Amp S/E Gorbea
Amp S/E Entre Ríos 500 kV (IM) y 220 kV (IM)

Changshu Fengfan Power 

Aumento de capacidad línea 2×220 kV Nueva Zaldívar – Likanantai
Amp S/E Taltal (NTR ATMT)
Amp S/E Kimal 220 kV (IM)
Amp S/E Monte Mina 220 kV (IM)

Monlux

Amp S/E Casas Viejas
Amp S/E Hospital (NTR ATMT)
Amp S/E Retiro 66 kV (BS), nuevo transformador (NTR ATMT) y seccionamiento de la línea 1×66 kV Parral – Tap Longavi en S/E Retiro 66 kV
Amp S/E Escuadrón
Amp S/E Andalién (NTR ATMT)
Amp S/E Villarrica (NTR ATMT)

Sistema de Transmisión del Sur

Amp S/E Polpaico 
Amp S/E Rungue
Refuerzo tramo TAP Vitacura – Vitacura
Amp S/E Paillaco (NTR ATMT) y seccionamiento línea 1×66 kV Llollelhue – Los Lagos
Amp S/E Dalcahue

Andaluza de Montajes Eléctricos y Telefónicos (Ametel)

Amp S/E Casas Viejas
Amp S/E Los Poetas
Amp S/E Pozo Almonte
Amp S/E Villarrica
Amp S/E Pumahue
Amp S/E Polpaico 
Amp S/E Recoleta (NTR ATMT)
Amp S/E El Rosal 220 kV (IM)
Amp S/E Purranque (NTR ATMT)
Amp S/E Tineo 

Conexión Kimal Lo Aguirre

Amp S/E Kimal 220 kV (IM)

Elecnor 

Tendido segundo circuito línea 2×500 kV Ancoa – Charrúa
Amp S/E Parinas (NTR ATAT)
Amp S/E Parinas 500 kV (IM) y 220 kV (IM)

Bac Ingenieros

Aumento de capacidad línea 1×66 kV Charrúa – Chillán

Powerchina 

Amp S/E Parinas (NTR ATAT) 
Amp S/E Parinas 500 kV (IM) y 220 kV (IM)
Amp S/E Algarrobal 220 kV (IM)
Amp S/E San Juan 66 kV (BPS), reemplazo transformadores (RTR ATMT) y seccionamiento de la línea 2×66 kV Pan de Azúcar – Guayacán en S/E San Juan 66 kV

Quantum Energy

Amp S/E Villarrica (NTR ATMT)

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La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA) y la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT) presentaron un estudio sobre las inversiones necesarias en infraestructura de distribución para el cumplimiento de las metas ambientales de Argentina. 

El reporte sigue la misma premisa que aquel presentado días atrás para toda la región (ver nota), por lo que también plantea un escenario optimista (efectivo) y otro conservador (parcial) de transición energética al 2040, relacionados con los vectores de electrificación de nuevos usos, electromovilidad, conexión de generación distribuida renovable, digitalización y automatización, infraestructura AMI, calidad de servicio, actualización de la red, almacenamiento de baterías, normalización/pérdidas y universalización de la energía.

Puntualmente, el escenario de transición energética efectiva al 2040 arroja que Argentina requerirá alrededor de USD 40.000 millones en inversiones para llegar a cumplir todas las metas planteadas (promedio de USD 2400 millones por año); de los cuales USD 13.000 millones se encuentran relacionadas con el propio crecimiento tendencial de la demanda y los restantes restante USD 27.000 millones con los 11 vectores mencionados. 

“La actualización y modernización de la red es el vector que mayor peso tiene, y cuando se menciona la conexión a recursos de generación distribuida es la adecuación del sistema para que haya una penetración elevada al 20%”, aclararon desde la consultora Grupo Mercados Energéticos.

“El componente que más demanda inversión es aquel de actualización de la red, lo que también habla que Argentina tiene un buen nivel de acceso y cobertura eléctrica, pero también un problema de redes que llevan años sin actualizaciones ni modernizaciones, lo que sería un reto para el país”, agregó Roberto Cajamarca, director de Gestión del Conocimiento de ADELAT, durante una charla a la que asistió Energía Estratégica.   

Mientras que en el escenario de transición energética parcial y más conservador, en línea con el estado actual, las inversiones necesarias serán de USD 25.000 millones, repartidos en USD 11.000 para el crecimiento tendencial base y USD 14.000 millones para la transición de caso parcial. Hecho que representaría cerca de USD 1400 millones por año. 

“Una de las conclusiones del paper de regulación es que debemos remunerar los costos reales. Por ejemplo, algunos países utilizan costos reales basados en modelos de benchmark y son buenas prácticas trasladables para Argentina, en un momento importante para la regulación y la amplia discusión sobre el modelo normativo”, aseguró Alessandra Amaral, directora ejecutiva de ADELAT.

Bajo esa misma premisa, desde la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT) manifestaron que su agenda coincide con la del Poder Ejecutivo de Argentina, considerando que desde la campaña electoral augura sincerar las tarifas energéticas, a fin de que éstas poco a poco reflejen el costo real del suministro. 

Entre esas medidas del gobierno argentino, se destacan el enfoque en la eficiencia energética y en planes destinados al sector comercial del país, como por ejemplo el lanzamiento Programa de Reconversión y Eficiencia Energética que promoverá la adquisición de tecnologías eficientes en hogares y empresas mediante créditos a tasas preferenciales y competitivas. 

O mismo a través del aumento del límite de potencia de la generación distribuida de 2 MW a 12 MW para los Usuarios – generadores mayores (UGma – potencia contratada de más de 300 kW), sean individuales, comunitarios o comunitarios virtuales.

“Incluso, el Subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Damián Sanfilippo, reconoció la importancia de las inversiones en distribución explicadas en el informe, de atender la coyuntura y cuestiones urgentes, pero sin perder de vista la necesidad de avanzar en la cuestión regulatoria y habilitación de las tendencias de la transición energética”, complementó el director de Gestión del Conocimiento de ADELAT.

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El almacenamiento de energía en baterías ha despertado un interés creciente a nivel mundial, y Latinoamérica no es la excepción. Durante la reciente feria RE+, uno de los eventos más grandes del sector energético en Estados Unidos, Fortress Power destacó como uno de los principales exponentes en el desarrollo de soluciones energéticas resilientes y escalables.

La compañía estadounidense, con sede en Pensilvania, presentó su más reciente oferta de productos a un público diverso, que incluyó una gran cantidad de asistentes de América Latina y el Caribe, principalmente de México y Colombia, pero también de otros países como Guatemala, Honduras, Argentina, Puerto Rico y Jamaica.

María Elena Barrera, LATAM Business Development Manager en Fortress Power, compartió detalles sobre la experiencia con Energía Estratégica: “La recepción que tuvimos en el Booth de Fortress Power fue súper buena”, introdujo, y destacó la alta participación de visitantes latinoamericanos, lo que fue coincidente con su estrategia de equipo presente durante la feria. “Este año trajimos a siete personas de habla hispana que son parte del equipo de Fortress Power porque sabemos que siempre vienen clientes de Latinoamérica. La verdad es que habían visitantes que ya son clientes de nosotros hace mucho tiempo y también personas interesadas en proyectos especiales y muy significativos para los distintos países latinoamericanos”.

“Me encontré con una persona que estaba buscando una batería justamente de más o menos 160 kWh y estaba teniendo problemas para encontrarla porque muchas baterías son muy pequeñas u otros fabricantes están yendo ya más hacia utility scale, arriba del MW. Con Fortress Power, puedes empezar desde 5.4 kWh con nuestras baterías pequeñas que sirven tanto para residencial como para comercial, hasta 4.6 MWh con nuestras soluciones comerciales”, explicó Barrera.

Entre las innovaciones más llamativas de Fortress Power estuvieron cuatro productos clave, tres de ellos completamente nuevos. El que tiene más trayectoria en el mercado fue el eSpire Mini, una solución comercial e industrial que va desde 81 kWh hasta 266 kWh, equipada con inversores, baterías y un sistema de gestión integrado.

Otros productos nuevos incluyen la batería stackable eForce de 9.6 kWh, diseñada para exteriores, y la eFlex Max, una actualización de su versión anterior, que ahora cumple con los estrictos requisitos del código de construcción de California. Asimismo, el sistema Avalon de alto voltaje llamó la atención con su panel inteligente de energía, certificado por UL, que facilita el control de las cargas y asegura una gestión eficiente.

Como aspecto destacado, recibieron consultas sobre microrredes y Virtual Power Plants (VPP). Aquello no es menor, y menos tarándose de Fortress Power que ya cuenta con una participación activa en programas de plantas virtuales de energía en siete estados de Estados Unidos, incluido Puerto Rico. En este archipiélago están impulsándose proyectos varios que están siendo vistos desde todo el continente con ánimos de replicarlos.

Entre la delegación de puertorriqueños que viajaron a California en el marco de la feria RE+, María Elena Barrera, LATAM Business Development Manager en Fortress Power, subrayó la asistencia de actores importantes de la industria fotovoltaica en Puerto Rico como Ángel Zayas, propietario de AZ Engineering, e Irving Cruz, presidente de Synerlution PR, que han sido fundamentales para la instalación de cientos de sistemas de energía solar en la isla y con quienes Fortress Power han impulsado proyectos clave.

En tal sentido, es preciso indicar que Fortress Power se destaca no solo por sus productos innovadores que pueden ser implementados en el segmento residencial o comercial aplicándose hasta microrredes y plantas virtuales, sino también por su compromiso con la educación y el soporte técnico, especialmente en mercados como el puertorriqueño.

La compañía ofrece entrenamientos constantes a instaladores, tanto de manera virtual como presencial, asegurando que los sistemas se instalen correctamente y que los clientes puedan disfrutar de soluciones energéticas confiables y de alta calidad. «En las tormentas de Fiona y Ernesto, el número de llamadas de nuestro call center fue muy bajito. Más bien tuvimos tantos mensajes de agradecimiento porque pues realmente el producto es muy confiable», señaló Barrera.

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El Comité Especial de Nominaciones, integrado por Marco Mancilla, Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, Cristina Orellana, Consejera del Consejo de Alta Dirección Pública, Nicolás Rojas, Presidente del Tribunal de Defensa de la Libre Competencia, y Carlos Silva, integrante del Panel de Expertos, en sesión de fecha 12 de septiembre de 2024, resolvieron seleccionar como Consejeros a Bernardita Espinoza Valdivia y Carlos Finat Díaz, quienes desempañarán dicho cargo hasta octubre del año 2029.

La Ley N°20.936, que establece un nuevo Sistema de Transmisión Eléctrica y crea el Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, señala que este organismo será dirigido y administrado por un Consejo Directivo, compuesto por cinco consejeros.

Estas designaciones, que se harán efectivas a partir del 11 de octubre próximo, se producen luego de la culminación de un proceso de selección que el Comité Especial de Nominaciones llevó a cabo entre julio y septiembre de este año. Al concurso se presentaron 37 postulantes, de los cuales 18 postulantes de connotada experiencia en el sector eléctrico pasaron a la etapa final.

Reseñas

Bernardita Espinoza Valdivia es ingeniera civil industrial de la Universidad de Chile, magíster en derecho mención derecho regulatorio y empresa en la Pontificia Universidad Católica de Chile, cuenta con más de 23 años de trayectoria profesional, destacando su rol como gerente general de las empresas Eletrans.

Carlos Finat Díaz es ingeniero civil electricista de la Universidad de Chile, cuenta con más de 40 años de trayectoria profesional, desempeñando roles gerenciales y directivos principalmente en la industria de energía, fue Director Ejecutivo de ACERA A.G. y Director Ejecutivo del CDEC-SING.

De esta forma, el Consejo Directivo del Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional quedará conformado por don Juan Carlos Olmedo, como Presidente; la consejera Bernardita Espinoza, y los consejeros Carlos Finat, Jaime Peralta y Humberto Espejo.

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La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) de Guatemala está avanzando a paso firme en la autorización de generadores renovables, con importantes anuncios en el horizonte.

Claudia Marcela Peláez, directora de la CNEE, señaló en una entrevista exclusiva para Energía Estratégica que este año ya se han otorgado permisos para la conexión de 18 nuevos Generadores Distribuidos Renovables, que en conjunto suman 69 MW de capacidad instalada.

«Actualmente, tenemos en proceso 30 solicitudes nuevas por un total de 121 MW», añadió Peláez. Además, adelantó que la autorización de conexión para plantas de generación solar fotovoltaica mayores a 5 MW se encuentra en las fases finales de desarrollo, entendiendo que hay un gran interés de incorporar proyectos de escala.

Otra de las grandes tareas de la CNEE en curso es la preparación de las bases para la licitación PEG-5, que promete ser la más grande en la historia de Guatemala. La directora de la CNEE aseguró que «Actualmente se trabaja para cumplir la meta de emitir los Términos de Referencia en el mes de octubre». Y, aunque señaló que lograrlo dependerá también de varias actividades en desarrollo que involucran a las Distribuidoras, se vienen cumpliendo los cronogramas hasta la fecha, por lo que declaró «considero que pronto la CNEE estará haciendo anuncios sobre el tema».

En cuanto al marco regulatorio, en el primer semestre del año, la CNEE aprobó las modificaciones a 12 Normas de Coordinación, habilitando así la regulación a nivel normativo, para que los sistemas de almacenamiento y el concepto de Generación Híbrida Autónoma (GHA) para centrales solares y eólicas pueda funcionar en el país.

Luego de la normativa de almacenamiento energético aprobada en mayo de este año, la CNEE está impulsando diversas modificaciones para adaptarse a las nuevas tecnologías del sector. Peláez mencionó que se está revisando la Norma Técnica para la Conexión, Operación, Control y Comercialización de la Generación Distribuida Renovable (NTGDR), con el objetivo de simplificar los procesos de conexión y gestionar de manera eficiente los excedentes de energía generados por los auto productores. «Nos estamos asegurando de que estas tecnologías operen de manera segura, sin afectar la red de distribución», indicó.

Además, la CNEE trabaja en la actualización de normas de calidad y de instalaciones en transmisión y distribución, y en la emisión del primer código eléctrico nacional, el NTG 20202.

«Queremos que distintas instalaciones eléctricas transmitan confianza de seguridad a los usuarios, siendo también más eficientes», concluyó Claudia Marcela Peláez, directora de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), enfatizando el compromiso de la CNEE con la innovación y la mejora continua del sector energético en Guatemala.

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Continúan las repercusiones tras la revisión del anteproyecto de la Norma Oficial Mexicana NOM019-CRE-2024 para “Sistemas Fotovoltaicos – Módulos Fotovoltaicos, Inversores y Estructuras de Montaje – Requisitos de Seguridad y Métodos de Prueba”.

Ayer, comunicábamos que Walter Julián Ángel Jiménez, comisionado de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), destacó el trabajo realizado por el Grupo de Trabajo (GT), compuesto por 375 expertos, que se reunió desde el 6 de mayo hasta el 9 de septiembre de 2024. Este grupo tuvo como misión actualizar y dar mayor claridad a los lineamientos propuestos en el anteproyecto.

Entre ellos, Marco Antonio Guzmán Aguilar, presidente del Comité de Competencias de Energías Renovables y Eficiencia Energética de CONOCER y socio del Consejo de Profesionales en Energía Fotovoltaica (CPEF), resaltó que la coordinación del proceso fue ejemplar, mencionando la amplia participación de actores clave en la industria fotovoltaica. “La CRE convocó a representantes de diversos sectores: academia, asociaciones, proveedores, laboratorios, CFE, CENACE, entre otros”, señaló a Energía Estratégica.

Según Guzmán Aguilar, la revisión se centró en aspectos fundamentales como los inversores, los módulos fotovoltaicos y las estructuras de montaje, con especial atención en los requisitos de seguridad y los métodos de prueba. Este proceso exhaustivo, aseguró, dio lugar a un documento que será pronto sometido a la opinión pública:

“El objetivo es recabar las propuestas y comentarios de la industria y otros interesados para fortalecer el documento final”, indicó. Con esto, se pretende que la norma garantice la calidad de los materiales y equipos utilizados en la infraestructura fotovoltaica, lo que contribuiría a evitar problemas como incendios o desprendimiento de arreglos.

Además, Guzmán expresó que la norma pondrá un énfasis especial en la necesidad de contar con personal calificado para la instalación de estos sistemas, ya que, a su juicio, “de nada sirve tener equipos de alta gama si las personas encargadas de la instalación no cuentan con los conocimientos necesarios para hacerlo correctamente”.

Por su parte, Diana Díaz, ingeniera de desarrollo de productos en K2 Systems GmbH y miembro del CPEF, quien también mantuvo una participación activa en el GT, opinó que la NOM019-CRE-2024 representará un avance crucial para la profesionalización del sector solar en México. Aseguró que la norma no solo garantizará la calidad de las instalaciones, sino que también beneficiará a los usuarios finales.

Díaz, coincidió con Guzmán Aguilar en asegurar que el proceso de trabajo en el anteproyecto fue altamente inclusivo, lo que permitió recoger las aportaciones de diversas instituciones, universidades, empresas y organismos reguladores. “Se discutieron y analizaron todos los comentarios recibidos, y se aprobaron o rechazaron en base a propuestas más sólidas”, puntualizó.

Con este nuevo paso, México busca avanzar hacia la consolidación de una normativa que no solo eleve los estándares de seguridad y calidad en la industria solar fotovoltaica, sino que también impulse su profesionalización y competitividad en el mercado.

La CRE finaliza la revisión de su anteproyecto para reforzar el marco normativo de sistemas fotovoltaicos

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El Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas, IPSE, sigue liderando esfuerzos para mejorar el acceso a la energía en las comunidades más apartadas de Colombia. Durante el 2024, el Instituto estructuró y presentó 19 proyectos a través del mecanismo de Obras por Impuestos, los cuales permitirán que 4.720 hogares en las Zonas No Interconectadas (ZNI) tengan acceso a energía renovable por primera vez.

Estos proyectos, impulsados en esta importante estrategia de financiación, además de brindar el acceso a la energía, fortalecerá el desarrollo económico y social de las comunidades, implementando soluciones individuales fotovoltaicas en Riohacha, Maicao (La Guajira); Chaparral (Tolima); San Diego, Curumaní (Cesar); San Miguel, Puerto Asís, Valle del Guamez (Putumayo); Cravo Norte (Arauca); Chámeza, Hato Corozal, Támara, Paz de Ariporo, Monterrey (Casanare); Mercaderes, Santa Rosa (Cauca); El Zulia (Norte de Santander); Mallama (Nariño); Tierra Alta (Córdoba).

“Con estos 19 proyectos, estamos cerrando una brecha histórica en las Zonas No Interconectadas, llevando energía limpia y renovable a comunidades que nunca habían tenido acceso a ella. A través del mecanismo de Obras por Impuestos, no solo garantizamos un servicio público esencial, también fortalecemos el tejido social, permitiendo que estas zonas se integren al progreso del país de manera sostenible”, aseguró Danny Ramírez, director del IPSE.

La implementación de estas iniciativas contará con una inversión con recursos privados superior a los 166 mil millones de pesos. El IPSE continúa trabajando de la mano con el sector privado, gobiernos locales y las propias comunidades para garantizar que estas iniciativas sean un pilar en la construcción de un país más equitativo y justo.

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Solis (Ginlong Technologies), líder mundial en soluciones de inversores fotovoltaicos, ha alcanzado un hito histórico al superar los 100GW en envíos acumulados a nivel global. Durante el primer semestre de 2024, la compañía envió 13.3GW de inversores, un 5% más que en el mismo período del año anterior, consolidando su posición como número uno en envíos de inversores residenciales y el tercer mayor fabricante de inversores solares a nivel mundial, según el informe de Wood Mackenzie.

Este logro demuestra el firme compromiso de Solis con la transición hacia un futuro energético limpio y sostenible, al tiempo que consolida su liderazgo en la generación distribuida. Los inversores de Solis están diseñados para optimizar el rendimiento de los sistemas solares fotovoltaicos, mejorando la eficiencia y confiabilidad tanto en aplicaciones residenciales como comerciales​.

Expansión en México y América Latina                    

En México, Solis ha tenido un crecimiento notable, suministrando 1.5GW de inversores para generación distribuida, lo que representa casi el 50% del mercado mexicano, que actualmente totaliza 3.3GW. Este resultado subraya la importancia de México como uno de los principales mercados de Solis en América Latina, donde la empresa ofrece productos adaptados a las necesidades locales, con rigurosos controles de calidad y soporte técnico continuo​.

Además, la infraestructura de servicio local de Solis en México ha sido clave para su éxito. La compañía proporciona soporte postventa eficiente, incluyendo ingenieros de servicio en el país, chatbots avanzados y procesos ágiles para el reemplazo de equipos defectuosos a través de distribuidores locales, garantizando una experiencia fluida para los clientes​.

Innovaciones en tecnología fotovoltaica

Solis sigue innovando con productos que ofrecen soluciones avanzadas para el mercado residencial y comercial. Este año, la compañía ha lanzado nuevos inversores, como el modelo S6-GR1P(2.5-6)K-S, diseñado para ser compatible con módulos bifaciales y de alta eficiencia, con una corriente máxima de entrada por cadena de 16A. Entre otras innovaciones, también se presentó el inversor híbrido S6-EH3P(29.9-50)K-H, ideal para aplicaciones comerciales con almacenamiento trifásico de alto voltaje​.

En América Latina, Solis ha ampliado su cartera de productos con la introducción de inversores residenciales como los modelos S5-GC20K-LV y S6-GR1P10K, todos diseñados para maximizar la eficiencia energética y garantizar un rendimiento confiable en proyectos de diferentes escalas.

Compromiso con el medio ambiente

Con más de 100GW de inversores enviados a nivel global, Solis refuerza su compromiso con la sostenibilidad y el medio ambiente, ofreciendo soluciones tecnológicas que permiten la integración de energía limpia y renovable en diferentes mercados alrededor del mundo. Estos esfuerzos no solo contribuyen a la reducción de emisiones de carbono, sino que también impulsan la adopción de la energía solar fotovoltaica a nivel global​.

Acerca de Solis

Establecida en 2005, Solis (Ginlong Technologies) (Código bursatíl: 300763.SZ) es uno de los fabricantes más experimentados y grandes de inversores de cadena fotovoltaicos. Bajo la marca Solis, la cartera de la compañía emplea tecnología innovadora de inversores de cadena para ofrecer una fiabilidad de primera clase, validada por las certificaciones internacionales más rigurosas.

Con una cadena de suministro global, capacidades de I+D y fabricación de clase mundial, Ginlong optimiza sus inversores para cada mercado regional, brindando servicio y soporte a sus clientes con un equipo de expertos locales.

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El súper tifón Yagi tocó tierra recientemente en la costa de Wenchang, en la provincia de Hainan, con una velocidad de viento que superó los 245 km/h (68 m/s), causando un gran impacto regional. A pesar de estar ubicado a solo 50 kilómetros del punto de aterrizaje del tifón, el proyecto de energía fotovoltaica pesquera de Longhu en Ding’an, Hainan, permanece estable y seguro tras la tormenta.

El proyecto, que utiliza el sistema de montaje flexible de DAS Solar, ha demostrado la fiabilidad y durabilidad del sistema bajo condiciones climáticas extremas, estableciendo un nuevo referente de calidad en la industria.

Este proyecto de 70 MW, que cubre aproximadamente 1.000 acres, se conectó a la red en enero de 2023. Es el primer proyecto fotovoltaico pesquero en Hainan en adoptar este sistema de montaje flexible y ya ha superado varias pruebas climáticas extremas, incluyendo los tifones Talim y Koinu, con vientos que superaron el nivel 12.

El proyecto sigue operando sin problemas y proporcionando una producción de energía constante, contribuyendo al desarrollo de la energía verde en la región.

El rendimiento excepcional durante el tifón Yagi es el resultado de la investigación y la innovación de DAS Solar en tecnología de montaje flexible. Este sistema reemplaza los soportes tubulares tradicionales por cables de acero pretensados, mejorando significativamente la resistencia al viento y asegurando el funcionamiento estable a largo plazo de la planta.

El sistema de montaje flexible de DAS Solar ha superado pruebas rigurosas en túneles de viento, confirmando su resistencia y durabilidad bajo condiciones extremas. Además, el proyecto integra conceptos avanzados de energía fotovoltaica pesquera, promoviendo un uso eficiente de la tierra y el desarrollo sostenible en Hainan.

A medida que el cambio climático global se intensifica, la estabilidad y fiabilidad de los productos fotovoltaicos se han vuelto clave para optimizar la resiliencia y la vida útil de los sistemas solares. Este éxito ofrece nuevas perspectivas para la industria fotovoltaica global.

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Future Energy Summit (FES), la plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables, brindará una nueva propuesta virtual el próximo jueves 26 septiembre que reunirá a grandes empresas del sector.

Se trata de Brazil Future Energy Virtual Summit, evento online de gran relevancia donde se analizarán los avances tecnológicos, oportunidades, tendencias y proyecciones del mercado fotovoltaico más grande de la región. 

La jornada se llevará adelante desde las 10 horas de Brasilia (8hs Bogotá / 15hs Madrid) y se transmitirá en vivo en los canales de YouTube y LinkedIn de FES; en tanto que la inscripción es totalmente abierta y gratuita a través del siguiente botón: 

REGISTRO GRATUITO

Brazil Future Energy Virtual Summit contará con la participación de compañías líderes del sector solar como JA Solar, Huawei Digital Power, Trina Solar, AE Solar, Risen y Solis. 

Referentes de estas firmas disertarán a lo largo de dos paneles paneles de debate para analizar oportunidades de negocios en el mercado fotovoltaico de Brasil: 

Victor Soares – LATAM Technical Manager – JA Solar
Rafael Feijó – Solution Manager – Huawei Digital Power
Daniel Pansarella – Country Manager Brazil – Trina Solar
Ramón Nuche – Director LATAM – AESolar
Ricardo Marchezini – Country Manager – Risen
Denis Ribeiro Cola –  Pre-Sales Engineer – Solis

REGISTRO GRATUITO

El evento llega en un momento crucial para Brasil, considerando ya suma 30,85 GW instalados en generación distribuida y 14,87 GW en proyectos de generación centralizada; a la vez que se esperan nuevos récords de potencia renovable para los próximos años entre parques solares y eólicos.

Además, el gobierno acaba de lanzar su Política Nacional de Transición Energética (PNTE), que contará con dos instrumentos centrales con foco en la creación de una ley específica que permitan atraer alrededor de dos millones de reales en nuevos proyectos, según estimaciones del Ministerio de Minas y Energía, y que estará articulado con el Plan Clima, la Nueva Industria Brasil, el Pacto por la Transformación Ecológica y el Programa de Aceleración del Crecimiento (PAC). 

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

Por lo que estos temas y muchos más se debatirán durante el Brazil Future Energy Virtual Summit, que se transmitirá en vivo a través de los canales de YouTube y LinkedIn de FES y que será un espacio de diálogo valioso sobre el presente y futuro para todo el sector energético de la región. 

Para participar, regístrese de manera a través del siguiente enlace: Inscripción abierta y gratuita

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En el marco de la Sexta Reunión del Comité Regional de la International Solar Alliance (ISA) para América Latina y el Caribe, celebrada en Santo Domingo, el ministro de Energía y Minas de la República Dominicana, Joel Santos Echavarría, anticipó que duplicarán la capacidad instalada de energía renovable en el país en los próximos años.

El ministro Santos Echavarría destacó que actualmente se encuentran en construcción y en proceso de permisología 27 proyectos de energías renovables por un total de 1,567 MW. Estos se sumarán a los 1,229 MW ya en operación en el sistema energético nacional.

«Estos esfuerzos son fundamentales para alcanzar nuestro ambicioso objetivo de cubrir el 25% de la demanda energética nacional con fuentes renovables para 2025», aseguró el ministro en su cuenta en la red social X.

Colaboración regional para la transición energética

La International Solar Alliance (ISA) está jugado un papel clave en la promoción de la energía solar en América Latina y el Caribe, colaborando estrechamente con gobiernos, el sector privado y la sociedad civil. En este sentido, el ministro dominicano reiteró la importancia de seguir trabajando en conjunto para acelerar la transición energética.

“Es una satisfacción para el Gobierno que encabeza el presidente Luis Abinader darles la más cálida bienvenida a la República Dominicana, un país que se honra de ser anfitrión de esta importante reunión (…) Continuaremos trabajando de la mano con nuestros países hermanos de América Latina y el Caribe para unidos seguir fortaleciendo la energía limpia en nuestra región”, expresó Santos Echavarría.

Y desde el ministerio completaron: “Este enfoque colaborativo es clave para desbloquear el potencial solar de la región”.

El encuentro de la ISA, que se realiza este 10 y el 11 de septiembre, no solo es un espacio para el intercambio de ideas y experiencias entre los países de la región, sino también una plataforma para que la República Dominicana muestre sus avances en materia de energía renovable, principalmente en solar fotovoltaica.

El objetivo de largo plazo es que el 30% de la energía generada en el país provenga de fuentes renovables para el 2030. Para ello, el gobierno ha venido implementado un robusto marco legal con incentivos que buscan atraer inversiones en proyectos de energía limpia y reducir la dependencia de los combustibles fósiles importados.

“En la República Dominicana reconocemos que la energía renovable es esencial para el desarrollo sostenible”, afirmó Santos Echavarría.

Pero aquello no sería todo. Uno de los principales desafíos que enfrenta la República Dominicana en este proceso es la integración de la energía renovable en las horas pico, por lo que el ministro planteó que se requiere infraestructura adicional.

“La realidad es que, para poder integrar la energía renovable en las horas pico, necesitaremos baterías”, reconoció el ministro, señalando la necesidad de inversiones adicionales en tecnología de almacenamiento de energía.

ISA contribuye al desarrollo de energía solar con nuevos programas y apoyo normativo

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La propuesta de tarifa para usuarios autoproductores de energía en Honduras ha generado un amplio debate entre más de 30 usuarios de 16 instituciones que participaron en el proceso de consulta pública de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE). Este esquema, que busca regular el aporte de los autoproductores al sistema eléctrico nacional, ha sido considerado un avance positivo hacia la promoción de fuentes renovables de energía. No obstante, los participantes identificaron áreas de mejora clave para maximizar su impacto y viabilidad a largo plazo.

Una de las preocupaciones recurrentes fue la limitación en el tipo de tecnología incluida en la propuesta. Actualmente, la tarifa solo aplica para usuarios con instalaciones solares fotovoltaicas. Un participante señaló que “esta tarifa solo será aplicable para quienes tienen instalaciones fotovoltaicas. ¿Al haber otra tecnología de autoproducción se propondrá otra tarifa?”, lo que plantea la necesidad de ampliar el esquema a otras fuentes de energía renovable. Esta diversificación podría aumentar la adopción de tecnologías sostenibles, favoreciendo la estabilidad del sistema eléctrico al integrar diversas fuentes.

Otra propuesta importante se enfocó en la revisión periódica de las tarifas. Varios participantes sugirieron que se implemente un mecanismo de ajuste anual, que considere distintas variables como los avances tecnológicos. Uno de los comentarios destacados mencionaba: “Un proceso de revisión anual que considere factores como la evolución de la tecnología de medición y la capacidad de generación de los usuarios autoproductores aseguraría que la tarifa se mantenga competitiva y justa”.

El tema de los incentivos también fue ampliamente debatido. Aunque la propuesta actual incluye algunos beneficios, se sugirió ampliar las recompensas para aquellos autoproductores que inyecten más energía de la requerida a la red. Según varios usuarios, la tarifa debería ofrecer incentivos adicionales, especialmente en horas pico, cuando la demanda es mayor. “Ofrecer precios más altos para la energía que inyectan los autoproductores en horas pico aliviaría la demanda en la red”, expresó uno de los participantes, subrayando la importancia de ajustar los incentivos según el momento del día.

Un punto de interés adicional fue la falta de claridad sobre los medidores bidireccionales, dispositivos que permiten registrar tanto la energía consumida como la inyectada a la red. Algunos usuarios expresaron su inquietud sobre las características y requisitos técnicos y otros sobre los costos asociados a los mismos. Un comentario destacado cuestionó: “¿Se les cobrará el medidor cada mes a cada autoproductor conectado en media tensión? Debiera ser la cuota que permite la recuperación de esa inversión durante la vida útil del medidor, que ya la tarifa permite recuperar a la distribuidora. Adicionalmente, considerar ¿Por qué a los Autoproductores en baja tensión se les cobrará menos si también deben tener medición bidireccional?”.

De hecho, algunos usuarios ya cuentan con estos equipos instalados y advierten que por cómo está planteada la propuesta de tarifa, deberán pagar igual un costo fijo por su medidor ya adquirido: “Varios productores ya contamos con contador bidireccional por lo que no debería de haber costo por contador y casi todos los contadores instalados en el 2018 son bidireccionales por eso pienso no debería haber costo fijo por contador”.

También se propuso unificar los trámites en línea, lo que simplificaría la actualización de datos para los usuarios autoproductores, llegándose a recomendar que se implemente un mecanismo para la recopilación de datos eficiente y expedito.

Vinculado al tema datos, entendiendo que se implementará el sistema CALCUTA para el cálculo de tarifas provisionales de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), se postuló la idea de permitir que los interesados revisen el sistema antes de la aprobación, aseguraría que las variables utilizadas son justas y precisas, fortaleciendo la confianza en el proceso.

“Es imperativo que los interesados tengan acceso anticipado al sistema CALCUTA para asegurar que los datos reflejan de manera fidedigna las realidades operativas y financieras”, mencionó un participante, haciendo eco de la importancia de la transparencia en este proceso.

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