Información de Mercado

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) recibió 31 solicitudes de prioridad de despacho en la convocatoria del tercer trimestre 2024 del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) de Argentina. 

A pesar de la magra capacidad de transporte disponible, los proyectos presentados solicitaron un mínimo a adjudicar de 821,5 MW hasta 1639,03 MW, pero si se tiene en cuenta toda la potencia de las centrales, la cifra se eleva hasta 2639,03 MW. 

Ello se debe a que algunos parques ya poseen un porcentaje de su potencia con prioridad de despacho en otras convocatorias del MATER y se vuelven a presentar para intentar lograr la asignación de la capacidad remanente.

De la totalidad de las solicitudes, 30 participan en el MATER Pleno (sin restricciones o limitaciones circunstanciales para inyectar energía) y 25 lo hacen a través del mecanismo Referencial A (curtailment de hasta 8% de la energía anual característica en las condiciones previstas de operación), dado que algunas compiten en ambos procesos.

Además, casi todos los parques se disputan la adjudicación en el corredor Centro – Cuyo – Noroeste Argentino y seguramente casi todos ellos irán a desempate por factor de mayoración, dado que dicha área sólo posee 45 MW disponibles para el MATER Pleno  bajo la limitación 6 [MW] del Anexo 3.2 de CAMMESA.

La excepción a la regla es la central eólica Cerro Policía (150 MW totales) presentada para exportar en la región de Comahue, que posee 88 MW disponibles bajo la limitación mencionada. 

Dicho proyecto pertenece a la firma Eólica Rionegrina SA, integrada por INVAP y la transportista Transcomahue S.A, y abriría las puertas al plan de hidrógeno verde que tiene la multinacional Fortescue en la provincia de Río Negro en el área cedida por el Estado rionegrino de 34 km2.

¿Cómo se reparten por tecnología? 

Al igual que en los últimos llamados de esta índole, los proyectos fotovoltaicos otra vez predominan con 28 solicitudes que totalizan 1586,03 MW de potencia máxima pedida para adjudicar (mínimo de 733,5 MW). 

La particularidad es que sólo uno de esos emprendimientos contempla expansión de las redes de transmisión eléctrica nacional. Puntualmente, Genneia presentó el parque solar Mendoza Sur junto a la construcción de un nuevo transformador 500/220/33 kV en la estación transformadora Río Diamante y la vinculación con la línea de extra alta tensión en 500 kV Embalse – Alma Fuerte.

Mientras que los tres proyectos eólicos que ocuparon las 3 peticiones restantes, pidieron entre 88 MW y 98 MW de prioridad de despacho para abastecer a los grandes usuarios del sistema a través de contratos entre privados, y los mismo se detallan a continuación:

• PE Levalle I y II, de YPF Luz, con un máximo asignable 10 MW (los parques suman 155 MW de capacidad total)
• PE Cerro Policía, de Eólica Rionegrina, por 88 MW adjudicables (150 MW total)

Próximos pasos

El día jueves 14 de noviembre de 2024, CAMMESA informará los proyectos que requieran realizar un desempate en el proceso de asignación de prioridad de despacho por capacidad de transporte insuficiente, que se hará una semana más tarde (21/11).

Mientras que la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA informará los ganadores de este llamado del MATER el lunes 25 de noviembre. Por lo que los titulares de las centrales vencedoras tendrán hasta el 12 de diciembre para abonar la reserva de la adjudicación de prioridad de despacho. 

MATER T3-2024 – Solicitudes de Prioridad Presentadas v1.xlsx – MATER T3-2024

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Se acerca el Mercado de Balance de Potencia 2025 (año de producción 2024) y todos los participantes están buscando información que los lleve a tomar la mejor decisión para potenciar sus negocios en la próxima temporada.

De acuerdo con Admonitor, el mercado está “muy álgido” y han aumentado las consultas vinculadas a sus informes del precio de potencia y pronóstico de Horas Críticas para el año entrante. “Es uno de los productos que nos están solicitando con más recurrencia”, confiaron.

Si bien año a año, en estas fechas, los generadores buscan anticiparse aplicando fórmulas conocidas para estimarlos, un factor determinante en el valor neto aún es desconocido. En concreto, analistas de Admonitor advierten que la incertidumbre radica en “las garantías que deben entregar los participantes y que van a afectar sobre el precio neto de potencia”.

La experiencia de años anteriores refleja que el manejo de las garantías puede impactar el mercado de maneras significativas. En conversación con Energía Estratégica, un consultor de Admonitor relató que, el año pasado, un participante incumplió con la entrega de garantías, lo que resultó en una alteración del valor en el mercado.

Para el año en curso, la situación no parece ser más sencilla. Los generadores, al tener altos precios de potencia, habrían elevado sus estimaciones por encima de la realidad, lo cual, según el consultor, implica que los suministradores quedan expuestos al precio de mercado.

Este escenario obliga a los participantes a respaldar su posición con garantías que pueden ascender hasta los 50 millones de pesos, un monto que resulta inviable para algunos actores del mercado.

“Al no poner esas garantías, te sacan de la ejecución del mercado, mueves las curvas y modificas el precio del mercado”, advirtió el especialista.

Impacto en generadoras renovables

El mercado de balance de potencia también tiene implicaciones específicas para las generadoras de energía renovable, las cuales están más expuestas a la volatilidad del mercado debido a su naturaleza intermitente.

Según el analista, “a la generación firme le juega todo a favor”, ya que les permite negociar con seguridad sus capacidades firmes en el mercado, proporcionando certidumbre sobre sus liquidaciones.

Sin embargo, “para los renovables, como tienen una variabilidad a lo largo del año, están completamente expuestos a dónde van a caer las horas críticas”, lo que los deja en una posición vulnerable, especialmente en momentos en los que no cumplen con sus obligaciones en las horas críticas y deben adquirir potencia de generadores firmes para cumplir con compromisos previos.

“Un caso puntual es el caso de las renovables de las subastas de largo plazo, tienen comprometida cierta potencia y si no estuvieron generando en las zonas críticas, tienen que cumplir con ese compromiso comprando potencia a otros generadores firmes”, detalló el consultor.

Esta incertidumbre, especialmente para las generadoras renovables, refuerza la necesidad de contar con asesoría especializada y análisis de mercado detallados, para tomar decisiones informadas y prevenir posibles sanciones o exposiciones financieras inesperadas.

Derivado de ello, ¿cuáles son las opciones para mitigar riesgos? Siguiendo el análisis de Admonitor, una alternativa es protegerse con la comercialización hoy firmando PPAs en lo que queda de este mes y el siguiente; o bien, ir preparando las garantías financieras requeridas por el CENACE para evitar caer en incumplimientos que acarreen sanciones definidas en el marco regulatorio.

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La Corporación de Fomento de la Producción (CORFO) de Chile ultima detalles para el lanzamiento de sus nuevos programas de financiamiento dirigidos a proyectos de hidrógeno verde, con el objetivo de fortalecer el desarrollo de esta industria. 

Carlos Berner, gerente de Financiamiento CORFO, detalló que el lanzamiento de estos programas está previsto para diciembre de este año, con la expectativa de que comiencen sus operaciones en enero de 2025.

El programa financiero, también conocido como Facility H2V Chile, se implementa desde hace tiempo en el país está respaldado por una alianza entre CORFO y diversas entidades financieras internacionales, como el BID, WB, BEI, KfW, CAF y la Unión Europea, por las cuales fue posible tomar cerca de USD 1000 millones para su puesta en marcha. 

“Hemos mejorado los programas actuales de CORFO hacia hidrógeno verde, sobre todo a segundo piso, de modo que estamos desarrollando los nuevos programas de créditos y cobertura de H2V y esperamos abrirlos en diciembre de este año y pensar sus operaciones a partir de enero 2025”, indicó Berner durante un webinar.

Los objetivos de este programa son claros: reducir los costos y las cargas financieras mediante créditos concesionales, además de mitigar los riesgos inherentes a la industria, sobre todo aquellos relacionados con la tecnología y el rendimiento de los proyectos. 

«El principal riesgo es tecnológico, y lo abordamos a través de productos de deuda y cobertura», puntualizó Berner. Y aunque CORFO no puede participar aportando equity, sí utiliza herramientas tradicionales de financiamiento, como los créditos de inversión y las líneas de reserva de deuda.

Además, se han incluido dos elementos centrales para garantizar la viabilidad financiera: una línea de liquidez para cubrir problemas técnicos temporales y otra para abordar problemas estructurales, lo que permite que los emprendimientos reciban financiamiento en caso de dificultades. 

«Estamos haciendo créditos de inversión tradicionales y coberturas corporativas, ambas en segundo piso», aseveró el gerente de Financiamiento de la entidad, lo que implica que se presta a intermediarios financieros para solventar la inversión.

“Pensamos en proyectos bastante grandes, de niveles de exposición de hasta USD 100.000.000 por emprendimiento y esperamos abrir nuevos mecanismos en lo que resta del año”, añadió durante el evento organizado por la Asociación Latinoamericana de Instituciones Financieras para el Desarrollo (ALIDE). 

De ese modo, la Corporación de Fomento de la Producción también espera mejorar los programas actuales para alinearlos más con las necesidades del sector, lo que incluye el propio lanzamiento de nuevas líneas y mecanismos tal como lo hicieron en anteriores oportunidades. 

Y cabe recordar que, a fines de 2021, CORFO adjudicó seis propuestas de las doce presentadas en la primera convocatoria para desarrollar plantas de producción de hidrógeno verde en Chile. Los proyectos seleccionados incluyen a Enel Green Power, Linde GmbH, Engie, Air Liquide, GNL Quintero y CAP SA, con una inversión combinada cercana a los USD 1.000 millones. 

Centrales que tenían la intención de producir más de 45.000 toneladas de hidrógeno verde al año, lo que reduciría en más de 600.000 toneladas las emisiones de CO2 anuales.

Por lo que el próximo paso de CORFO es perfeccionar los programas de créditos y coberturas específicos a partir de la experiencia recabada en los últimos años y que esas convocatorias estén operativos en enero de 2025.

“Hemos mejorado los programas actuales para apoyar el sector del hidrógeno verde, y con los nuevos mecanismos esperamos facilitar aún más el acceso a financiamiento para proyectos de gran escala», subrayó. 

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El Programa de Acceso a Capital Energético de Puerto Rico (PRECAP), liderado por la Fundación Borincana, hace un nuevo llamado a interesados en estructurar proyectos de energías renovables antes de solicitar fondos del Departamento de la Vivienda en el marco del Programa para la Estabilidad Agroenergética.

Pequeños negocios, agroempresas y agricultores bona fide pueden solicitar asesoramiento gratuito de PRECAP para encaminar su acceso a subvenciones de nuevos sistemas de energía solar y baterías.

Hay muchas oportunidades de adquirir financiamiento. El  Programa para la Estabilidad Agroenergética, impulsado por fondos de mitigación CDBG-MIT, dispone de 75 millones de dólares destinados a fomentar la eficiencia energética en el campo.

Los proyectos seleccionados podrán cubrir hasta el 100% del consumo energético anual de las operaciones agrícolas, con subvenciones que oscilan entre $50,000 y $250,000, según las necesidades de cada propuesta.

“Nosotros en PRECAP lo que buscamos es apoyar a pequeños negocios, en este caso a agricultores bona fide, en el proceso de solicitud”, explicó Javier Vélez Roth, asociado de PRECAP, durante un webinar organizado por la Fundación Borincana.

Mentoría personalizada y gratuita

El acceso al programa PRECAP, que opera con fondos CDBG DR, es completamente gratuito. Uno de los aspectos más destacados es la personalización de la mentoría, que ayuda a los participantes a desarrollar un conocimiento profundo sobre su sistema de generación y almacenamiento.

Vélez Roth explicó que “entre los beneficios del programa está conocer y entender su proyecto energético, organizándose con un documento que proveemos que se llama organigrama”. Este organigrama permite a los solicitantes visualizar las diferentes partes interesadas en su proyecto y cómo interactúan para alcanzar los objetivos energéticos.

Además, PRECAP apoya a los participantes con herramientas claves como el registro de riesgos, un documento que permite identificar posibles obstáculos y establecer estrategias para mitigarlos. Otro recurso fundamental es el acta de constitución o Project Charter, que sirve como un resumen detallado del proyecto a largo plazo y ayuda a los participantes a proyectar el progreso de sus iniciativas.

Un enfoque integral para pequeños negocios

La misión de PRECAP va más allá de encaminar a proyectos a un financiamiento, ya que el programa brinda una incubadora integral que incluye mentoría, consultoría y asesoramiento técnico especializado para preparar a los solicitantes.

Según Vélez Roth, el objetivo final es que los participantes puedan “no solamente conseguir esta subvención, sino también la operación correcta del proyecto energético”.

La Fundación Borincana no es un actor nuevo en el ámbito energético. Hasta la fecha, mediante PRECAP ha apoyado a 28 proyectos de pequeños negocios y comunidades a lo largo de Puerto Rico, ayudándolos a obtener acceso al capital necesario para sus planes de infraestructura energética. Pero esto no sería todo.

La Fundación también ofrece análisis energéticos preliminares a través de su programa hermano, Grupo ASI (Analítica Solar Independiente). Este servicio gratuito permite a los participantes visualizar el tamaño de su sistema fotovoltaico, cómo será instalado y estimar los costos. Vélez Roth subrayó la importancia de este servicio, mencionando que “con este análisis lo podemos ayudar a recibir esas tres cotizaciones de instaladores certificados por el Departamento de Vivienda”.

Los interesados en este tipo de asesorías y mentorías pueden completar su solicitud en la web de Fundación Borincana, donde encontrarán los distintos programas que ofrecen y los requisitos para cada cual.

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Panamá y Colombia han decidido retomar el proyecto de Interconexión Eléctrica binacional, un paso fundamental para la integración energética de América Latina.

En el marco de la IX Semana de la Energía de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), el Ministro de Energía y Minas de Colombia, Omar Camacho, y el Secretario de Energía de Panamá, Juan Manuel Urriola, acordaron realizar en diciembre una reunión binacional que congregará a las entidades clave para reactivar esta conexión estratégica y definir un plan de acción concreto.

Este es un proyecto binacional que involucrará a los Ministerios de Energía, Relaciones Exteriores y Ambiente de ambos países, así como a la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) en Panamá y a las Empresas Nacionales responsables de su ejecución: ETESA por Panamá e ISA por Colombia.

La colaboración entre estas entidades y organismos busca asegurar un desarrollo coordinado de la interconexión, estableciendo el marco regulatorio y ambiental necesario para impulsar la conexión energética en la región, con miras a convertirla en un modelo de cooperación y sostenibilidad.

La interconexión representa una oportunidad decisiva para fortalecer el Mercado Energético Panameño y Colombiano, permitiendo a ambos países una mayor seguridad de suministro y facilitando el intercambio energético en ambas direcciones.

Este proyecto, que durante años enfrentó retrasos, ahora se retoma con el objetivo de aprovechar las ventajas de una infraestructura compartida y avanzar hacia una matriz energética más sostenible y diversificada.

La interconexión no solo promete beneficios bilaterales, sino que es un paso significativo hacia un mercado energético interconectado en América Latina. Con una infraestructura que permita responder a fluctuaciones en la demanda y emergencias, la región podrá optimizar sus recursos energéticos, reduciendo su dependencia de combustibles fósiles y avanzando hacia los compromisos de sostenibilidad.

El relanzamiento de este proyecto responde también a una visión estratégica compartida entre los presidentes Gustavo Petro y José Raúl Mulino, quienes discutieron la importancia de esta interconexión como un pilar para la cooperación energética entre sus naciones durante la toma de posesión de Mulino.

Con el respaldo de OLADE y el compromiso de ambos gobiernos, la Interconexión entre Panamá y Colombia no solo busca mejorar la infraestructura energética de cada país, sino también consolidar una visión de integración que fortalezca el desarrollo y la estabilidad energética en América Latina.

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Enel Colombia reafirma su contribución al desarrollo del sector energético, así como de los territorios y las comunidades de las áreas de influencia en los que opera en Colombia y Centroamérica, dándole continuidad al robusto plan de inversiones, que en lo corrido de 2024 ha superado los $1,33 billones de pesos. Además de enfocar los esfuerzos para robustecer y fortalecer las redes de distribución, la Compañía desarrolló proyectos de energías renovables no convencionales como Guayepo1 y 2, que entregan energía en fase de pruebas; y, La Loma y Fundación, declarados en operación comercial, con los que se entregará más energía limpia al Sistema Interconectado Nacional, aportando a la transición energética justa.

Con un EBITDA consolidado en Colombia y Centroamérica de $4,98 billones de pesos y una utilidad neta de $2,24 billones de pesos, Enel Colombia ha mantenido la solidez financiera a pesar de los desafíos marcados por los bajos aportes energéticos hidráulicos que han afectado los niveles de los embalses. Estos resultados le han permitido a la compañía seguir modernizando y desarrollando infraestructura para tener redes más resilientes, flexibles y robustas que estén dispuestas a enfrentar los desafíos del cambio climático que exponen al sistema a vulnerabilidades y estrés con fenómenos como la sequía o el retraso del Fenómeno de La Niña.

En esta línea y con el objetivo de diversificar la matriz energética para tener más fuentes de generación renovable no convencional, en los primeros nueve meses de 2024, Enel Colombia dio inicio a la construcción del parque solar Guayepo III, en Ponedera, Atlántico. Un parque solar que cuenta con una capacidad de 200 MWac, suficiente para abastecer a más de 670,000 personas, y que complementa a Guayepo I y II, el parque solar más grande del país donde se completó la instalación de 820.600 paneles, y que hoy ya está en fase de pruebas, acercándose al 100% de su construcción.

De otro lado, las inversiones también aportaron al mantenimiento de los activos con el fin de garantizar su buen funcionamiento y prevenir cualquier problema que pueda poner en riesgo la generación de energía. Por un lado, en la Central Térmica Termozipa, clave para enfrentar los desafíos del reciente Fenómeno de El Niño en la Sabana de Bogotá, se completó un mantenimiento que tuvo una inversión de un millón de dólares para garantizar la captura del 99,9% del material particulado, que a su vez será reciclado para obras civiles que beneficien a la comunidad de la zona.

Es importante destacar que la Compañía aporta a los territorios de las áreas de influencia en las que opera, con proyectos de valor compartido que promuevan el desarrollo de las comunidades, así como con iniciativas ambientales enmarcadas en el cumplimiento de las obligaciones establecidas en las licencias ambientales de los proyectos.

Adicionalmente, en Centroamérica, Enel Panamá realizó el mantenimiento anual de la Central Hidroeléctrica Fortuna, reforzando la seguridad del túnel y la infraestructura, garantizando el óptimo funcionamiento de la planta, que genera en promedio 1.580 GWh anuales.

Desarrollo de infraestructura de energía: clave para la competitividad de Bogotá-Región

Enel Colombia ha avanzado en proyectos clave que mejoran la calidad del servicio en Bogotá y Cundinamarca. La modernización de la Subestación Eléctrica Techo, al sur de Bogotá, ha alcanzado un 80% de avance, aumentando su capacidad de 90 MVA a 110 MVA, beneficiando a más de 100.000 clientes y 400.000 personas en las localidades de Kennedy, Puente Aranda y Fontibón. Estos trabajos incluyen la actualización tecnológica integral de la infraestructura, la incorporación de transformadores y dispositivos de potencia de última tecnología, así como de protección y control.

Por otro lado, la construcción de la Subestación Eléctrica Tren de Occidente en Facatativá alcanzó un avance del 80% consolidándose como un proyecto estratégico para respaldar el Regiotram de Occidente y el desarrollo industrial de la Sabana Occidente. Con una capacidad de 80 MVA y tecnología 100% digital, esta subestación beneficiará a más de 226.000 habitantes de la región, y su entrada en operación está prevista para diciembre de 2024.

Adicionalmente, Enel Colombia culminó el mantenimiento y repotenciación de cuatro líneas de alta tensión en los tres principales corredores que abastecen de energía a la Sabana Norte de Cundinamarca, beneficiando a más de 500,000 personas con una inversión cercana a $40,000 millones de pesos. Los trabajos, que finalizaron dos meses antes de lo previsto, incluyeron la sustitución de 64,3 kilómetros de cableado por uno de última tecnología, incrementando su capacidad de 800 a 1,200 amperios. Esta intervención busca mitigar la falta de entrada de infraestructura del Sistema de Transmisión Nacional (STN) para atender la creciente demanda y aportar a mejorar la confiabilidad del Sistema de Transmisión Regional (STR) para asegurar un suministro eléctrico más robusto para usuarios residenciales, comerciales, industriales y oficiales.

Por último, como innovación destacada en el último trimestre, Enel instaló en Bogotá el primer transformador de potencia con aceite vegetal, una tecnología innovadora que reduce los riesgos de contaminación y mejora la seguridad contra incendios.

Desafíos para la generación y distribución de energía

Enel Colombia y Centroamérica siguen impulsando un futuro más sostenible y eficiente enfocándose en proyectos clave que promuevan la transición energética y hagan más confiable a los sistemas de energía. Además del desarrollo de nuevos proyectos, la Compañía ha procurado hacer un uso responsable de sus activos de generación al invertir en el mantenimiento para garantizar el buen funcionamiento., También se han implementado diversos proyectos de Valor Compartido con las comunidades que promuevan el desarrollo social y acompañen los procesos de crecimiento de las regiones en donde la Compañía opera.

Enel Colombia es consciente de los desafíos que hoy significan para la operación de las redes de distribución, los fenómenos climáticos variables y extremos como la sequía con el Fenómeno de El Niño y las condiciones adversas con la ola invernal de transición a un posible Fenómeno de La Niña. Si bien, se han realizado inversiones para robustecer las redes, aún hay retos para hacer que las redes sean más resilientes a las lluvias o las descargas atmosféricas.

La Compañía sigue innovando y fortaleciendo su infraestructura de distribución de energía como un pilar fundamental para la competitividad y para satisfacer la creciente demanda de energía, asegurando un servicio confiable y resiliente para sus usuarios.

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Petrobras invertirá 60 millones de reales en una nueva fase de prueba y medición de vientos en el mar, con el lanzamiento de nuevas unidades de boyas Bravo para recolectar, monitorear y evaluar los recursos eólicos marinos.

La tecnología, diseñada de forma inédita para las condiciones del mar brasileño, es el resultado de un exitoso proyecto de I+D+i del Centro de Investigación, Desarrollo e Innovación de Petrobras (Cenpes) en colaboración con el Instituto SENAI de Innovación en Energías Renovables (ISI-ER). ) y el Instituto SENAI de Innovación en Sistemas Embebidos (ISI-SE).

La primera de estas cinco nuevas unidades comienza a operar en diciembre y las demás hasta finales de 2025, continuando el proyecto iniciado con la unidad pionera de Bravo, que acaba de cumplir un año de operaciones ininterrumpidas de medición del viento en el mar de Areia Branca, en la costa de Río Grande del Norte.

“Es otro paso importante en nuestra trayectoria de transición energética. Esta fase del proyecto es necesaria para validar la tecnología y dará como resultado la mayor campaña de mapeo de energía eólica marina en Brasil, fundamental para evaluar la viabilidad técnica de futuras instalaciones de energía eólica marina ”, destaca el director de Transición Energética y Sostenibilidad de Petrobras, Maurício Tolmasquim.

“El equipo registró mediciones ininterrumpidas y sin incidentes este año, lo que representa un hito científico importante para la energía eólica marina en Brasil, ya que los análisis consideran un período climático completo, incluyendo meses del año con vientos más intensos”, dice el coordinador del ISI -ER Investigación y Desarrollo, Antonio Medeiros.

La inversión de Petrobras en la primera versión de Bravo fue de R$ 11,3 millones, a través del Programa de Investigación y Desarrollo Tecnológico del Sector de Energía Eléctrica, regulado por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel). La segunda fase de mediciones recibirá recursos destinados a I+D+i de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP).

“Este proyecto es un gran ejemplo de la estrategia de I+D+i de Petrobras que apoya y fortalece nuestro liderazgo en la transición energética justa. A través de alianzas con importantes instituciones nacionales, impulsamos el desarrollo tecnológico en energías renovables, particularmente en esta investigación, con innovaciones en energía eólica marina «, dice la directora de Ingeniería, Tecnología e Innovación de Petrobras, Renata Baruzzi.

Petrobras es la empresa con mayor potencial en proyectos de generación eólica marina en estudios del país en capacidad registrada en el Ibama e invierte en investigación y desarrollo para viabilizar proyectos innovadores en energía eólica marina .

Tecnología

Bravo es un modelo flotante Lidar ( Light Detección y Rango ), desarrollado, por primera vez, con tecnología nacional. Se trata de un sensor óptico que utiliza rayos láser para medir la velocidad y dirección del viento, generando datos compatibles con el entorno operativo de los aerogeneradores.

También es capaz de capturar variables meteorológicas, como la presión atmosférica, la temperatura del aire y la humedad relativa, así como variables oceanográficas, como el oleaje y las corrientes marinas.

Todos estos datos son fundamentales para determinar el potencial de una zona para la producción de energía eólica. El equipo pesa 7 toneladas, tiene 4 metros de diámetro, 4 metros de alto y cuenta con un sistema energético alimentado por módulos de energía solar fotovoltaica.

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Future Energy Summit (FES) Colombia 2024 continúa hoy con su segunda jornada en el prestigioso JW Marriott Hotel Bogotá, que congregará a más de 500 líderes del sector las energías renovables en un espacio un espacio único de diálogo e intercambio de conocimientos sobre las innovaciones y oportunidades de la transición energética. 

El evento contará con transmisión en vivo disponible en YouTube y nuevamente ofrece espacios exclusivos de networking que permiten a ejecutivos y funcionarios establecer contactos estratégicos y explorar colaboraciones que fomenten el desarrollo sostenible de la región.

La agenda abordará nuevas sesiones centradas en estrategias de financiamiento, innovación constructiva, desarrollo tecnológico como aliados de la competitividad del sector energético en la región Andina y la visión a futuro sobre el impulso de la transición energética. 

¿Qué sucedió el primer día de FES Colombia?
Entre las principales novedades, la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) confirmó la continuidad de la denominada “Misión Transmisión”, destinada a mejorar la prestación de energía, priorizando obras urgentes para fortalecer las redes eléctricas a nivel nacional y así aumentar la capacidad para asignación de puntos de conexión a proyectos de generación.

“En diciembre saldremos con el siguiente documento del plan estructural de modernización del sistema eléctrico para habilitar más capacidad de transporte”, afirmó José Morillo, subdirector de Energía de la UPME frente a un auditorio integrado por CEOs, referentes de compañías, autoridades de gobierno, inversionistas, desarrolladores de proyectos, tecnólogos, EPCistas, generadoras y gremios del sector energético de Latinoamérica.

“Estamos haciendo una apuesta importante por la modernización, que pasa por distintos distintos elementos como compensadores síncronos, baterías y reducción de las restricciones. Con los documentos sacados hasta ahora, el objetivo ha sido resolver 32 restricciones críticas operativas, pero lo que viene adelante es la transformación estructural del sistema”, agregó.. 

Es decir que la iniciativa apostará por nuevos dispositivos y mecanismos disruptivos” en el área de la infraestructura del SEN que habilite una mayor penetración de más energías renovables no convencionales y mejor atención de la demanda. 

 Y cabe recordar que la UPME trabaja para que se conecten 1 GW de renovables por año brindando apoyo técnico especializado al sector privado a través de un equipo técnico multidisciplinar, cuyo propósito es acelerar gestiones para la puesta en marcha de proyectos eólicos y solares. 

Además, la Unidad de Planeación Minero-Energética avanza en el segundo ciclo de asignación de puntos de conexión, mientras se anticipan cambios regulatorios clave para 2025, tras lo hecho en una primera fase en 2023 que culminó con más de 8 GW adjudicados. 

“Para aumentar la capacidad de transporte disponible, se identifica un agotamiento de capacidad de cortocircuito en 63 subestaciones del sistema en 14 áreas eléctricas . Y de ese agotamiento, el 46% está en el área Caribe”, indicó José Morillo.

“Por lo que, para poder habilitar la conexión de nuevos proyectos y aumentar la capacidad de transporte, hay que resolver problemas estructurales que tiene la red, no sólo de la expansión convencional sino de la propia estructura que tiene el sistema”, subrayó en el megaevento FES Colombia. 

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¿Qué objetivos de gestión tiene al frente de la ANPAG?

Como Directora Ejecutiva de ANPAG, mi principal objetivo es fomentar un suministro eléctrico seguro, eficiente y sostenible para el país, apoyando el desarrollo de un mix de generación adecuado, potenciando las interconexiones y la eficiencia energética como uno de los motores principales para optimizar la operación del sistema interconectado nacional. 

ANPAG, es una asociación sin fines de lucro que representa el 87% de la generación eléctrica del país y abarca todas las tecnologías, por lo que mi gestión también se centra en velar por el desarrollo y el buen funcionamiento del mercado eléctrico panameño, dentro de un marco de competitividad, transparencia y ética, bajo un entorno regulatorio justo y transparente que fomente la inversión en generación eléctrica eficiente y sostenible.  También estoy comprometida con facilitar el diálogo entre todos los actores del sector e impulsar las mejores políticas públicas en favor del fortalecimiento del sector.

¿Cómo recibieron el anuncio de licitación de corto plazo?

Recibimos este anuncio como una medida pendiente y necesaria para mitigar el riesgo de exposición de los clientes finales al mercado ocasional y evitar aumentos tarifarios. Esta licitación tiene una particularidad que es la publicación del precio de referencia, entendemos que es con el objetivo de cubrir los requerimientos de potencia y energía, situación que no se había dado en las últimas licitaciones de corto plazo desarrolladas en el país.

Por otra parte, y siendo una necesidad para el sistema, la garantía de potencia firme, recomendamos que se puedan desarrollar los debidos análisis para diseñar los mecanismos de remuneración adecuados, que garanticen el mix de generación necesario para garantizar la seguridad de suministro, como también resaltamos la importancia de establecer un cronograma claro de licitaciones, que brinde a los inversionistas certidumbre y permita planificar adecuadamente su participación.

¿Cuál es la posición de ANPAG ante la licitación de largo plazo pendiente en Panamá?

Se considera, como Asociación, que la licitación de largo plazo es un paso esencial para asegurar la estabilidad y sostenibilidad del sistema eléctrico panameño. Debe ser competitiva, estructurada y abierta a todas las tecnologías, con reglas claras para atraer inversiones seguras que fortalezcan la diversificación de la matriz eléctrica. 

Esperamos que la licitación sea anunciada oficialmente con la debida antelación y consideramos que es fundamental que las reglas del proceso estén claramente definidas, con miras a asegurar la participación de la oferta suficiente para garantizar no solo la seguridad del suministro en el largo plazo, sino también el equilibrio en los precios.  

¿Qué balance general realizan de otras de las medidas para el subsector eléctrico que impulsó la nueva administración en los primeros 100 días de gobierno? 

En estos primeros 100 días del gobierno, hemos visto una voluntad clara por parte de las nuevas autoridades del sector de revisar el marco legal del sector eléctrico, específicamente en ajustar la Ley 6 de 1997 para responder a las necesidades actuales del mercado.  Desde ANPAG, estamos comprometidos a colaborar activamente en este proceso, ofreciendo propuestas que fortalezcan el marco regulatorio y permitan un desarrollo sostenible y seguro del sector eléctrico.

Además, podemos resaltar que el mercado eléctrico panameño ha tenido un avance considerable, pero somos conscientes que en el entorno actual se requieren ajustes que fortalezcan su funcionamiento, por supuesto manteniendo las bases que han facilitado el crecimiento del sector. 

Es importante seguir trabajando de forma conjunta entre el sector público y privado y revisar, dar seguimiento e implementar las mejores políticas de Estado en materia de energía, tanto de corto, como de mediano y de largo plazo en materia de energía y su vinculación con los compromisos adquiridos en las contribuciones nacionalmente determinadas en su última actualización.

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El paquete de reformas promovido por el gobierno saliente y el entrante abren un escenario de incertidumbre en todo México y el sector eléctrico no está ajeno a esto. La reciente aprobación de la modificación de los artículos 25, 27 y 28 de la constitución ha desatado una serie de cuestionamientos, particularmente por la alteración del modelo que ahora busca dar prevalencia al interés público sobre el privado en el mercado.

Esto implica, en palabras de las autoridades, que se privilegiará a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) con un 54% de participación en la generación eléctrica, relegando a los actores privados al 46%. Sin embargo, este número no es realista y su prevalencia plantea serios desafíos para la competitividad, según el análisis de Gonzalo Monroy, Director General de GMEC.

«Ese 54% es la generación teórica o el techo máximo que podría alcanzar la CFE si todas sus plantas operaran al 100% de su capacidad, algo que en la actualidad no ocurre», puntualiza el experto. Según Monroy, la infraestructura actual de la CFE, compuesta en gran medida por plantas termoeléctricas obsoletas y una baja disponibilidad en hidroeléctricas debido a condiciones climáticas, dificulta alcanzar este objetivo.

Aquello ha despertado voces en contra principalmente desde el sector privado que verá reducida su participación en el mercado frente a las empresas de un Estado que será juez y parte si además se dan a lugar la desaparición de los órganos reguladores en materia energética, como la Comisión Reguladora de Energía (CRE), corriendo el riesgo de aumentar las discrecionalidades en el mercado.

Otro cambio que trae consigo la reforma es la modificación del orden de despacho de energía, anteriormente basado en el costo variable de corto plazo. Esto significaba que las energías renovables, por su bajo costo de generación, se despachaban primero. Con la reforma, las plantas hidroeléctricas y termoeléctricas de la CFE pasarían a ser las primeras en ser despachadas, seguidas de las renovables privadas y, en último lugar, las plantas de ciclos combinados. Esta alteración impactaría los costos de generación, que, según las proyecciones de Monroy, podrían aumentar de gran manera, afectando directamente la competitividad del sector.

Este aumento en costos no solo repercutiría en las tarifas industriales, que no cuentan con subsidios, sino que también presionaría al gobierno a incrementar los subsidios eléctricos residenciales. “Estamos proyectando que el costo de generación total del sistema aumente más de 25% con este cambio en el despacho, principalmente por la sustitución de energías renovables por plantas termoeléctricas”, advierte Monroy. Ante esto, se prevé una mayor asignación presupuestaria para cubrir los subsidios eléctricos, que ya rondan los 7 mil millones de dólares.

Un aspecto crítico adicional de la reforma es la facultad que otorga a CFE y Pemex para realizar proyectos no necesariamente rentables. Al redefinirlas como empresas públicas y no productivas del Estado, pierden las obligaciones de viabilidad económica que hasta ahora les regían. Esto, a juicio de Monroy, abre la puerta a inversiones menos eficientes, incrementando el riesgo de déficit financiero que terminará recayendo en las arcas del Estado.

Por su parte, la reforma judicial, que limita la posibilidad de amparos con carácter general, también complica el panorama para los privados. Si bien anteriormente los amparos detenían la implementación de reformas, ahora, cada actor deberá presentar su caso individual para ser considerado ante una corte. «Los amparos ya no van a tener esos efectos generales. Esto anula prácticamente su función”, cuestionó Gonzalo Monroy, Director General de GMEC.

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En la COP29 que se celebrará en Azerbaiyán del 11 al 22 de noviembre de este año, la atención a la energía renovable y la sostenibilidad nunca ha sido más importante. Una empresa que está a la vanguardia de esta transformación es Sungrow, líder mundial en inversores fotovoltaicos y soluciones de almacenamiento de energía, que ha sido fundamental para impulsar las ambiciones de Azerbaiyán en materia de energía renovable. En consonancia con el compromiso del país de diversificar su economía y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, Azerbaiyán aspira a aumentar su capacidad instalada de energía procedente de fuentes renovables al 30 % para 2030. El papel de Sungrow en esta misión es evidente a través de sus contribuciones a proyectos clave como la planta solar de 308 MWp, que entró en funcionamiento en 2023.

La planta fotovoltaica a gran escala más grande de Azerbaiyán: un logro histórico

Thompson Meng, vicepresidente de Sungrow PV & Storage BG, afirma: «Nuestros esfuerzos en Azerbaiyán encarnan el compromiso de Sungrow de proporcionar soluciones de energía renovable innovadoras y escalables. Como la COP29 se llevará a cabo en Azerbaiyán, es un honor para nosotros apoyar el camino de la nación hacia un futuro más sostenible, perfectamente alineado con los objetivos climáticos globales».

En 2023, Sungrow completó el primer y más grande proyecto solar a gran escala de Azerbaiyán, una planta de 308 MWp que ya lleva casi un año en funcionamiento. La planta genera unos impresionantes 500 millones de kilovatios-hora de electricidad al año, lo que proporciona energía limpia a más de 110.000 hogares. Esta importante contribución respalda los objetivos de transición energética más amplios de Azerbaiyán y demuestra cómo los proyectos renovables a gran escala pueden marcar una diferencia tangible.

A través de este proyecto, Sungrow continúa consolidando su presencia en Azerbaiyán, proporcionando al país una fuente de energía renovable confiable y escalable, al tiempo que refuerza su posición como actor clave en la entrega de tecnologías avanzadas de energía limpia.

Energía alternativa en Azerbaiyán: video del proyecto de la COP29 AZE

Liderando el mercado mundial de energías renovables y la excelencia ESG

Más allá de este notable proyecto, la influencia de Sungrow se extiende a nivel mundial. Como el mayor proveedor de soluciones solares y de almacenamiento de energía en todo el mundo, la empresa está comprometida con el avance de la transición energética global. Las soluciones energéticas de Sungrow permiten a países como Azerbaiyán cumplir con sus objetivos de energía renovable y reducir la huella de carbono, lo que promueve el impulso global hacia las emisiones netas cero.

Además de su liderazgo tecnológico, Sungrow es reconocida por su sólido compromiso con los estándares ambientales, sociales y de gobernanza (ESG). La reciente calificación AA de la empresa por parte de MSCI (Morgan Stanley Capital International), una autoridad mundial en evaluaciones ESG, destaca su desempeño excepcional en materia de sostenibilidad. Este reconocimiento afirma la dedicación de Sungrow a las prácticas comerciales responsables, al tiempo que contribuye a la reducción global del carbono y fomenta el desarrollo sostenible.

Apoyo a las ambiciones climáticas de la COP29

Mientras las principales partes interesadas del mundo se reúnen en la COP29 para trazar el camino a seguir en materia de cambio climático, los exitosos proyectos de Sungrow en Azerbaiyán sirven como un poderoso ejemplo de cómo la energía renovable puede impulsar un progreso significativo.

Después de 27 años de innovación incansable, Sungrow ha surgido como un líder mundial en el sector de la energía renovable, con una sólida cartera de nuevos equipos de energía que abarcan tecnologías de «solar, eólica, almacenamiento, vehículos eléctricos e hidrógeno».

Los inversores fotovoltaicos de la empresa han logrado una hazaña notable al ser exportados a más de 170 países y regiones en todo el mundo. Como prueba de su posición global, Sungrow ha sido clasificada como la empresa número uno del mundo en envíos de inversores fotovoltaicos para 2023 según S&P Global Commodity Insights. Aprovechando su electrónica de potencia, electroquímica y tecnología integrada de soporte de red de clase mundial, Sungrow ha sido reconocida como la empresa de almacenamiento de energía asiática más rentable (BloombergNEF).

Con un historial probado en la entrega de proyectos transformadores de energía limpia, Sungrow está bien posicionada para contribuir a los debates en la COP29, destacando cómo las tecnologías solares y de almacenamiento de energía pueden permitir un futuro energético más limpio y sostenible.

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Nueve empresas, siete extranjeras y dos colombianas, radicaron documentos de acreditación ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) de Colombia como cumplimiento de la primera etapa del proceso de habilitación de la primera ‘Ronda de energía eólica costa afuera’.

Esta etapa constituye uno de los hitos más importantes de este primer proceso, ya que le permite al Gobierno determinar cuáles compañías nacionales y/o extranjeras con experiencia en el desarrollo de proyectos energéticos costa afuera y en fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER), presentarían ofertas y obtener así la asignación de permisos para su desarrollo.

Estos proyectos se llevarán a cabo principalmente en zonas marítimas de aguas someras y profundas de los departamentos de Atlántico, Bolívar, el sur de Magdalena y el norte de Sucre.

Se proyecta que para el mes de diciembre del presente año se cuente con la lista definitiva de habilitados y se dará a conocer qué compañías podrían depositar sus ofertas concretas en el primer semestre del 2025.

Las empresas que presentaron sus documentos de habilitación son las siguientes:

• BlueFloat Energy (España)
• Copenhagen Infrastructure Partners (Dinamarca)
• Jan de Nul (Bélgica)
• DEME (Bélgica)
• Powerchina (China)
• China Three Gorges Corporation (China)
• Dyna Energy (Reino Unido)
• Ecopetrol (Colombia)
• Celsia (Colombia)

Este proceso que se convierte en el primero en América Latina para la generación de energía eólica en áreas marítimas es liderado por el Ministerio de Minas y Energía, la Dirección General Marítima (DIMAR) y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

El ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, señaló: “Avanzamos con éxito en este primer proceso para hacer realidad la energía eólica costa afuera, lo cual nos impulsa como líderes en la región en materia de transición energética”

“El interés demostrado por importantes empresas desarrolladoras de estos proyectos de talla mundial, pone de manifiesto el alto contenido técnico de la información que les fue puesta a disposición, así como la seguridad jurídica que promueve nuestra regulación, lo cual de seguro culminará satisfactoriamente en beneficio de la matriz energética del País”, afirmó el señor Vicealmirante John Fabio Giraldo Gallo, Director General Marítimo.

Por su parte el presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, Orlando Velandia, manifestó: “Con este primer resultado se demuestra la confianza inversionista en el país por parte de estas importantes compañías a nivel mundial y su gran apuesta en apoyar la transición energética colombiana, la gran apuesta en materia energética de este gobierno”.

El trabajo articulado entre el Ministerio de Minas y Energía, la Dirección General Marítima y la ANH han derivado en este importante resultado para avanzar en la Transición Energética, la gran apuesta del gobierno colombiano.

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Los módulos fotovoltaicos se enfrentan a diversos desafíos derivados de las condiciones climáticas complejas durante su funcionamiento prolongado en exteriores. Las variaciones en parámetros como el voltaje, la corriente y la temperatura pueden afectar la generación de energía y el rendimiento del módulo. Durante una vida útil de 30 años, los módulos tipo N de alta eficiencia de DAS Solar garantizan una salida de energía constante, segura y confiable, cumpliendo con estrictos estándares de calidad y brindando un rendimiento excepcional.

Recientemente, diez empresas EPC alemanas afiliadas a la Asociación VDE publicaron conjuntamente el estándar de calidad de módulos fotovoltaicos SMQS 90038-1, que establece nuevos requisitos de calidad para los parámetros de la placa de identificación, la certificación del módulo, la confiabilidad, las celdas, los parámetros clave de rendimiento del material de encapsulación, la inspección del envío y la sostenibilidad ESG. Los módulos tipo N de DAS Solar, con su alta confiabilidad, seguridad y durabilidad, cumplen con los rigurosos requisitos de este estándar.

En primer lugar, los módulos tipo N de DAS Solar están equipados con una excelente resistencia PID en entornos de alta temperatura y alta humedad. En las operaciones de la planta, el alto voltaje, la alta temperatura y la alta humedad pueden provocar PID en los módulos. Para garantizar la confiabilidad y estabilidad en estas condiciones y evitar una pérdida de potencia significativa debido al PID durante el funcionamiento a largo plazo, los módulos de DAS Solar se sometieron a las pruebas PID triples según la norma IEC de TÜV SÜD. Los módulos se probaron durante 288 horas con un 85 % de humedad, 85 ℃ y 1500 V, sin mostrar un impacto significativo en el rendimiento, demostrando una salida de potencia estable en calor extremo y materiales, estructuras y mano de obra de alta resistencia.

Si bien las altas temperaturas pueden desafiar el rendimiento del módulo para exteriores, el frío extremo y las nevadas también tienen efectos secundarios. Los módulos tipo N de DAS Solar utilizan tecnología de encapsulación avanzada, que ofrece una excelente confiabilidad en entornos de baja temperatura al reducir los impactos del estrés térmico en las celdas y los puntos de conexión eléctrica, lo que mejora la durabilidad a baja temperatura.

En 2023, los módulos de DAS Solar se probaron en las condiciones de frío extremo de Mohe, China. A pesar de las nevadas continuas y el duro clima invernal, los módulos funcionaron de manera confiable, mostrando una excelente durabilidad y rendimiento de generación de energía. Los datos de campo mostraron que, con temperaturas tan bajas como -43,98 ℃ y una acumulación de nieve superior a los 8 cm, los módulos resistieron eficazmente cargas de nieve desiguales, frío extremo y condiciones de ventisca gracias a su diseño de alta durabilidad, materiales confiables y procesos de producción avanzados.

Como promotor de la energía renovable, DAS Solar se dedica al desarrollo sostenible, incorporando objetivos ecológicos en cada aspecto de su estrategia comercial. Desde el diseño del producto, el abastecimiento de materia prima, la fabricación, la logística, el embalaje hasta el reciclaje, DAS Solar persigue activamente sus objetivos de doble carbono a lo largo de todo el ciclo de vida del producto. Las bases de fabricación de Quzhou, Taizhou, Zhangzhou y Bengbu han superado con éxito las auditorías de carbono de TÜV SÜD y han recibido la declaración de verificación de gases de efecto invernadero ISO 14064, mientras que la base de Zhangzhou ha sido certificada como una fábrica de carbono cero.

Como líder en tecnología fotovoltaica de tipo N, la tecnología de células TOPCon 4.0 Plus de DAS Solar incorpora una estructura de pasivación mejorada, lo que mejora significativamente el rendimiento de UVID y PID. Con un diseño de producto avanzado y materiales de alta calidad, los módulos tipo N de DAS Solar han demostrado su rendimiento en términos de generación de energía, mecánicos y de materiales, y han demostrado una durabilidad y estabilidad excepcionales en condiciones de frío y humedad extremos. En el futuro, DAS Solar seguirá invirtiendo en I+D y manteniendo estándares de calidad rigurosos, mejorando continuamente la innovación, la confiabilidad y la estabilidad de los productos a medida que avanza de manera constante en los mercados globales.

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En medio del creciente interés por las energías renovables en República Dominicana, la reconocida marca internacional Growatt, el segundo mayor proveedor de inversores residenciales en América y líder mundial en soluciones de energía distribuida, se ha convertido en una opción clave para quienes buscan aprovechar los incentivos fiscales y maximizar su ahorro energético a través de la Ley 57-07 de Energía Renovable. Los inversores fotovoltaicos de Growatt no solo cumplen con las exigencias técnicas del mercado dominicano, sino que ofrecen tecnologías avanzadas y una serie de ventajas que facilitan la integración de la energía solar en hogares y empresas.

• Optimización de energía para un mayor ahorro

Los inversores Growatt están diseñados para garantizar un aprovechamiento eficiente de la energía solar, optimizando la producción en cualquier condición climática. Gracias a la avanzada tecnología de sus equipos, los usuarios pueden reducir considerablemente sus facturas eléctricas al generar energía suficiente para cubrir su consumo diario. Al hacer un uso eficiente de la luz solar disponible, Growatt permite a los consumidores aprovechar al máximo los recursos naturales mientras contribuyen al desarrollo sostenible.

• Compatibilidad con la medición neta y beneficios fiscales

Una de las características más destacadas de los inversores de Growatt es su compatibilidad con el sistema de medición neta de República Dominicana. Esta funcionalidad, clave dentro del marco de la Ley 57-07, permite a los usuarios inyectar el excedente de energía no consumida a la red eléctrica, generando créditos que se reflejan en su factura. Con esta opción, los usuarios no solo producen energía limpia, sino que también pueden obtener importantes ahorros al reducir sus pagos a las distribuidoras eléctricas.

• Soluciones de almacenamiento y autonomía energética

Growatt también se distingue por ofrecer soluciones híbridas con almacenamiento, como su modelo SPH 10000TL HU US, que permite a los usuarios almacenar la energía solar generada durante el día para utilizarla en las horas pico o en caso de fallos en la red. Esta funcionalidad es especialmente valiosa en zonas donde el suministro eléctrico es inestable, maximizando la independencia energética de los usuarios y asegurando que puedan seguir operando sin interrupciones.

• Instalación y monitoreo simplificados

Otro de los grandes atractivos de los inversores Growatt es la facilidad de instalación y el sistema de monitoreo en tiempo real que ofrecen. A través de una plataforma digital, los usuarios pueden supervisar la generación de energía y el consumo de su sistema fotovoltaico desde cualquier dispositivo. Esta función permite optimizar el rendimiento del sistema, garantizando que se aprovechen al máximo los incentivos fiscales disponibles en República Dominicana.

Lisa Zhang, Vicepresidenta de Growatt, subraya: «Nos comprometemos a ofrecer soluciones avanzadas y confiables que se adapten a las normativas locales, ayudando a nuestros clientes a maximizar sus beneficios económicos y energéticos. Con nuestras tecnologías, los consumidores dominicanos pueden aprovechar las ventajas fiscales mientras contribuyen al crecimiento de la energía limpia en el país.»

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ESG Utilities, una de las empresas del grupo BLC Global, cuenta con más de 20 años de experiencia ofreciendo productos, servicios y soluciones de telemetría para medidores inteligentes de energía, optimizando la adquisición automática y la gestión masiva de datos, mejorando la calidad del servicio y garantizando una máxima eficiencia en sus operaciones.

Su solución Optimum SM, se encarga de la recolección y centralización de grandes volúmenes de datos, con el objetivo de optimizar el negocio de las utilities. Esta plataforma web permite a las distribuidoras de energía gestionar las redes inteligentes con la flexibilidad suficiente para incorporar a los sistemas de medición eléctricos tradicionales.

Optimum SM también incorpora un módulo de anomalías, una herramienta que utiliza reglas de análisis personalizadas para detectar comportamientos no deseados en los sistemas eléctricos de comercializadoras y distribuidoras de energía. Este análisis inteligente combina diferentes variables eléctricas, identificando y corrigiendo anomalías con gran precisión.

Un caso destacado de implementación de este módulo fue realizado para ANDE (Administración Nacional de Electricidad) en Paraguay, donde se realizó una prueba piloto para la detección y análisis de anomalías en medidores de mayor consumo sobre dos listas proporcionadas por el cliente.

En una de ellas, se identificaron 8 medidores con anomalías de tensión. Este resultado permitió realizar un análisis más profundo para verificar las fallas encontradas, detectar pérdidas económicas por energía no facturada y recomendar al cliente realizar auditorías sobre los medidores para evitar la reincidencia de errores en las lecturas. 

Entre las nuevas funcionalidades de Optimum SM, también se encuentra el módulo de eficiencia energética, diseñado para optimizar el consumo de energía en edificios gubernamentales, multinacionales e industriales. A través de la recolección y análisis de datos, este sistema analiza potencias máximas y energía reactiva (factor de potencia), identificando anomalías en el consumo y sugiriendo medidas correctivas.

Fernando Contreras, Corporate Account Manager de ESG Utilities, afirmó: “Con nuestro módulo de eficiencia energética, impulsamos un futuro más sostenible. Esta solución innovadora no solo reduce el consumo de energía innecesaria, sino que también disminuye las emisiones de CO2 al realizar una gestión eficiente de la energía”.

Con más de 300 proyectos exitosos y presencia en más de 10 países de América Latina, ESG Utilities sigue expandiéndose, reafirmando su compromiso con la eficiencia mediante soluciones innovadoras que promueven el uso racional de las fuentes de energía y el consumo.

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Future Energy Summit (FES) Colombia 2024 da inicio hoy en el prestigioso JW Marriott Hotel Bogotá, donde más de 500 ejecutivos y funcionarios de primer nivel se reunirán en un evento con aforo completo que marca un punto clave para la transición energética en la región. Durante estos dos días, FES Colombia ofrecerá un espacio único de diálogo e intercambio de conocimientos sobre las innovaciones y oportunidades en energías renovables, con transmisión en vivo disponible en YouTube aquí.

La jornada de apertura contará con paneles temáticos que abarcan desde la energía solar y el hidrógeno verde hasta los desarrollos en energía eólica onshore y offshore, resaltando tanto los avances como los desafíos que enfrenta Colombia en su camino hacia la sostenibilidad. Gonzalo Betancur, Gerente de Energía de Ecopetrol, junto a Héctor Nuñez, Director North Latam en Sungrow, serán parte del panel inicial, Estado de la energía solar fotovoltaica en Colombia, donde se discutirán las proyecciones y el papel de esta fuente de energía en el mercado local.

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Otro panel de gran interés, titulado El rol de las energías renovables en la Transición Energética Justa en Colombia, estará encabezado por Manuel Naranjo, VP Energy en Drummond Energy, y Oscar Urrea, General Manager de Chint, quienes analizarán la importancia de una transición inclusiva que beneficie a diversos sectores de la sociedad. En esta sesión se abordará cómo las políticas y tecnologías pueden facilitar una transición energética equitativa en Colombia.

En cuanto a la innovación y tecnología en el sector, el panel La apuesta del sector renovable por la innovación tecnológica y la eficiencia contará con la participación de Alejandro Ospina, Country Manager de Zelestra, y Rubén Borja, Country Manager de Atlas Renewable Energy. Ambos líderes explorarán cómo las nuevas tecnologías no solo aumentan la competitividad de los proyectos, sino que también mejoran la sostenibilidad del sector solar en la región andina.

La diversificación de la matriz energética es otro tema esencial que se abordará en el panel Seguridad energética y diversificación de la matriz: el rol de los inversionistas y líderes tecnológicos. Ejecutivos como Juan Esteban Hernández de EDF Renewables y Felipe Morales de Risen discutirán cómo Colombia puede asegurar un suministro estable de energía diversificando sus fuentes de generación renovable. Asimismo, el papel del hidrógeno verde y el almacenamiento de energía se analizará en el panel Renovables, Hidrógeno Verde y Almacenamiento, donde expertos como Luis Felipe Vélez de Celsia y Mónica Gasca, Presidente Ejecutiva de la Asociación Colombiana de Hidrógeno, compartirán sus perspectivas sobre el futuro de estas tecnologías en la transición energética.

Para cerrar la primera jornada, el panel sobre Energía Eólica Onshore & Offshore proporcionará una visión de las inversiones y oportunidades en la región andina, con la participación de Albert Sunyer, Managing Director de Nordex Group en México y Colombia, y Felipe de Gamboa, Country Manager de EDP Renewables. La discusión abordará las oportunidades de crecimiento en el mercado eólico, tanto terrestre como marino, que representan una vía de expansión clave para la región.

Segunda jornada

Mañana, segundo día del evento, la agenda continuará con nuevas sesiones centradas en estrategias de financiamiento y en la innovación constructiva y tecnológica en energías renovables. El evento ofrece espacios exclusivos de networking que permiten a ejecutivos y funcionarios establecer contactos estratégicos y explorar oportunidades de colaboración que impulsen el desarrollo sostenible de la región.

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El sector energético de Paraguay está a la expectativa de la publicación del pliego de la licitación internacional para la construcción del primer parque fotovoltaico a gran escala del país, de más de 100 MW de capacidad en la localidad de Loma Plata, Chaco Central.

Si bien el llamado estaba previsto para principios del 2024, poco después que la reglamentación de la ley de fomento a las energías renovables (Ley N° 6977/2022), el pliego no está totalmente definido, pero desde el gobierno confían en que el pliego se publique antes de fin de año. 

“Todavía tenemos tiempo de lanzar la licitación solar de Chaco Central este mismo año. Incluso, el miércoles, jueves y viernes de esta semana tendremos reuniones al respecto con la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) y los expertos del Banco Mundial”, aseguró Alberto Álvarez González, director de Recursos Energéticos Primarios del Viceministerio de Minas y Energía de Paraguay. 

“Por lo pronto vemos algunas dificultades con la ley de renovables, por lo que estamos en proceso de adecuación de una propuesta de modificación de la normativa para hacer el llamado a licitación. Y durante las reuniones mencionadas abordaremos esos temas”, agregó en diálogo con Energía Estratégica en el marco de la Semana de la Energía que se desarrolla en Paraguay. 

Cabe recordar que la ANDE sólo tomará y comercializará  esa energía renovable a través de la suscripción de un contrato PPA por 30 años, por lo que no será desarrollado ni operado por la Administración Nacional de Electricidad.

Y entre las modificaciones regulatorias que se avecinan, se podría habilitar la competencia de consorcios integrados por diversas compañías, como también que el ganador de la convocatoria pueda transferir o ceder el proyecto a otra empresa.

Además, desde el Gobierno ya abrieron las puertas a que el proyecto fotovoltaico finalmente tenga 140 MW de capacidad (40 MW más de lo previsto), producto de la demora desde el primer esbozo hasta la fecha. Mientras que su instalación tendría un costo aproximado de USD 1.000.000 por cada megavatio de potencia, según cálculos realizados por ANDE. 

Otra licitación en carpeta

El director de Recursos Energéticos Primarios del Viceministerio de Minas y Energía de Paraguay vaticinó que el organismo encargado de operar el sistema de transmisión y distribución del país tiene prevista otra licitación para el 2025. 

Será para la construcción de una planta solar de 20 MW de potencia en la ciudad de Mariscal Estigarribia, departamento de Boquerón y a aproximadamente 525 km de Asunción.

El costo total del proyecto aún no está definido debido a las variables tecnológicas y de ubicación, pero la propia ANDE estimó que, de acuerdo con referencias regionales, el costo podría oscilar entre USD 600.000 – USD 1.000.000 por cada MW.

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El Ente Operador Regional (EOR) lanzó la Licitación Pública LP-2024-010, con el objetivo de contratar una consultoría especializada para la actualización de la regulación de derechos de transmisión (DT) en el Mercado Eléctrico Regional (MER) de América Central.

De allí que el propósito de la consultoría sea elaborar en concreto un “Proyecto de Propuesta de Actualización de la Regulación de Derechos de Transmisión”.

Según anticipan las Bases de Licitación (ver), para llevar a cabo el proyecto se deberán considerar estudios previos del Comité Técnico Interinstitucional de Derechos de Transmisión (CTI-DT), integrado por miembros del Consejo Director del MER (CDMER), la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE) y el EOR​.

De esta manera, con base en observaciones de estos organismos, el consultor que resulte adjudicado deberá proponer mejoras al documento “Diseño General y Propuesta para la Actualización de la Regulación de Derechos de Transmisión en el MER”​.

Entre los principales retos de la consultoría, se encuentra la revisión detallada del marco regulatorio actual, así como la propuesta de ajustes técnicos en aspectos como la asignación de los DT, los cargos variables de transmisión netos (CVT netos) y los ingresos por ventas de DT (IVDT)​.

Asimismo, el consultor deberá evaluar si es necesario actualizar el Anexo Q, relacionado con la metodología de medias móviles para determinar los precios mínimos de compra de DT​.

Al respecto, es preciso indicar que el EOR ofrecerá acceso a su base de datos regional, proporcionando información crítica sobre los precios ex-ante y proyectados​​.

Requisitos y fechas clave

El proceso competitivo está abierto a consultores nacionales e internacionales que puedan prestar los servicios que detallan las Bases de Licitación de forma remota, aunque previendo al menos una reunión presencial con el EOR en algún país de América Central.

En el criterio de selección se valorará una experiencia mínima de 10 años en áreas como la regulación de mercados eléctricos, la administración de proyectos relacionados con el mercado eléctrico y la planificación de sistemas eléctricos​.

También se evaluará la experiencia específica en la elaboración y aplicación de regulaciones sobre derechos de transmisión, con un mínimo de cinco años en este campo​.

Los interesados tienen hasta las 16:00 horas (GMT-6) del 1 de noviembre de 2024 para presentar sus ofertas, que pueden ser enviadas de manera electrónica o física​.

Tras la adjudicación, el consultor seleccionado tendrá un plazo máximo de 32 semanas para completar el informe de diagnóstico que incluirá una evaluación del impacto técnico y económico de las modificaciones a la regulación de derechos de transmisión​.

Adjudicación y forma de pago

La evaluación de las ofertas se basará en el cumplimiento de los requisitos técnicos y económicos establecidos en las Bases de Licitación. El EOR priorizará aquellas ofertas que presenten el mejor balance entre calidad técnica y precio.

La adjudicación se formalizará mediante un contrato, cuya suscripción dependerá de la aprobación por parte de la Junta Directiva del EOR​. En tanto que, el pago por los servicios se realizará en tres etapas: un 30% al entregar el diseño general y propuesta, otro 30% tras el informe preliminar, y el 40% restante con la presentación del informe final​.

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La ciudad de Asunción se convierte en la capital energética de América Latina y el Caribe al dar inicio a la IX Semana de la Energía, el encuentro más importante del sector en la región, que se desarrollará hasta el 31 de octubre en la sede del Centro Cultural del Banco Central del Paraguay (BCP) y el viernes 1 de noviembre, en la Central Hidroeléctrica Itaipú.

El presidente de la República de Paraguay, Santiago Peña, encabezó el acto inaugural junto con la participación del Secretario Ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), Andrés Rebolledo, la ministra de Obras Públicas y Comunicaciones, Ing. Claudia Centurión, , así como representantes del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) Chaverri Suárez; del Banco Mundial, Harold Bedoya, del Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF), Jorge Srur, entre otras autoridades nacionales e internacionales.

El  primer mandatario de la República de Paraguay, Santiago Peña destacó la energía como el camino hacia un desarrollo integral y equitativo durante la inauguración de la “IX Semana de la Energía”. En el evento, que reúne a las principales autoridades y expertos en energía de América Latina y el Caribe, Peña hizo un llamado a la integración regional y a la colaboración para enfrentar los desafíos energéticos y climáticos actuales.

En el marco de la inauguración de la IX Semana de la Energía, que se celebra en Asunción, Paraguay, El secretario Ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) presentó el «Panorama Energético de América Latina y el Caribe 2024», que revela un escenario de crecimiento moderado en la oferta energética, una demanda en aumento y avances significativos en la transición hacia fuentes renovables.

El informe destaca que la oferta total de energía en la región ha aumentado un 2,2%, mientras que el consumo final energético ha crecido un 3,8%, impulsado por un crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB) promedio del 3% en América Latina y el Caribe. En particular, el documento subraya que la generación renovable alcanzará cerca del 69% de participación este año, con un aumento de casi 5 puntos porcentuales con respecto al año anterior, consolidando la tendencia hacia una matriz energética más verde.

Las energías renovables no convencionales (ERNC), como la solar y la eólica, han experimentado un crecimiento destacado en capacidad y generación, con un notable aumento de 30% el año 2024. Este avance ha sido fundamental para acompañar los esfuerzos de electrificación, que aumentará su oferta en un 3,2% en la región.

Por otra parte, a pesar de que la producción de petróleo ha crecido por cuarto año consecutivo, impulsado por el aumento de las exportaciones, el consumo de derivados ha mostrado una leve caída, lo que apunta a cambios estructurales en los patrones de consumo energético en la región. El gas natural también ha registrado un leve incremento, impulsado en gran medida por su uso en la generación eléctrica.

La producción de carbón, tradicionalmente una fuente importante para algunos países, ha sufrido una caída impontante del 20%, en consonancia con los esfuerzos globales por reducir las emisiones de carbono. En contraste, el informe señala que la eficiencia energética (EE) aún no ha mostrado una recuperación sólida tras la pandemia, lo que representa un área de oportunidad para las políticas públicas y las inversiones futuras.

Un aspecto crucial que aún requiere atención es el acceso a la energía. Según el informe, 17 millones de personas en la región siguen sin tener acceso a servicios energéticos básicos, lo que refleja que los avances en este campo no han sido suficientes para cerrar completamente esta brecha de acceso.

La IX Semana de la Energía reúne a ministros, expertos y líderes del sector energético de toda la región, quienes debatirán las estrategias necesarias para enfrentar estos desafíos y continuar avanzando hacia una integración energética más sostenible y equitativa.

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El parque solar fotovoltaico “El Quemado”, es el primer  proyecto de energía eléctrica renovable presentado al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).  

Cabe destacar que YPF anunció recientemente que en noviembre presentará al RIGI el primer  proyecto de la industria de O&G. Se trata del oleoducto Vaca Muerta Sur, que requerirá una  inversión de US$2500 millones y tendrá una capacidad de transporte de 360 mil barriles diarios  para diciembre 2026, convirtiendo al país en uno de los principales exportadores de energía de  la región. 

El proyecto «El Quemado» fue anunciado por YPF Luz en julio 2024 y alcanzará una inversión  total de USD 220 millones de dólares. El parque, que estará ubicado en el departamento de Las  Heras, provincia de Mendoza, fue desarrollado junto con EMESA (Empresa Mendocina de  Energía) y se realizará en dos etapas hasta alcanzar una capacidad instalada total de 305 MW. 

La potencia del parque equivale a la energía que utilizan más de 233.000 hogares y evitará la  emisión de más de 385.000 toneladas de dióxido de carbono al año. La puesta en marcha de la  primera etapa se prevé para el primer trimestre de 2026, con un plazo de construcción de 18  meses. 

Características del Parque Solar Fotovoltaico El Quemado: 

Capacidad instalada total: 305MW. 

Etapa I: 200W – Etapa II 105MW. 

Inversión total: US$ 220 millones. 

Fecha de presentación al RIGI: 25/10/2024. 

Características Técnicas:  

Factor de capacidad estimado: de 31,4%.  
Potencia instalada: 305 MW. 
Energía equivalente a más 233.000 hogares. 
Ahorro de 385.000 toneladas de CO2e al año. 
Paneles: 518.000 paneles fotovoltaicos bifaciales. 
Empleo en etapa de obra: más de 400 personas en pico de obra.  
Superficie: 530 hectáreas. 
El parque se interconectará al Sistema Argentino de Transporte Eléctrico (SADI) a través una nueva  Subestación Transformadora.  
Fecha de puesta en operación etapa I: primer trimestre de 2026.

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La multinacional checa, Solek – uno de los principales desarrolladores de PMGD en Chile -, anunció a su nueva CEO, Stephanie Crichton, junto con el  reenfoque de la estrategia corporativa, fortaleciendo su posicionamiento como Productor Independiente de Energía (IPP) en el mercado sudamericano.

Actualmente, la compañía está finalizando la primera fase de su plan de negocio con 600 MW en construcción y se prepara para la siguiente etapa, que incluirá 1 GW adicional cuyo inicio de construcción está proyectado durante los años 2025 al 2028. Este proceso se enfocará en proyectos Utility Scale híbridos (solar/almacenamiento) y stand alone de gran envergadura.

“Nos encontramos en un año de transición. Estamos completando la construcción de alrededor del 90% de la Fase 1, que corresponde aproximadamente a 600MW declarados en construcción frente al Coordinador Eléctrico Nacional, donde el 45% de la cartera se vendió a terceros y con el 55% restante cerramos un financiamiento que nos va permitir operar los activos a largo plazo”, comentó la nueva CEO de Solek, Stephanie Crichton.

“En la segunda fase de nuestra estrategia, priorizaremos el desarrollo y operación de 1.000 MW adicionales, con un enfoque en proyectos híbridos y stand alone en Chile. Nuestra meta es agregar 200 MW anuales al pipeline de proyectos listos para construir, apuntando a una expansión sostenida a largo plazo”, precisó.

Nueva CEO

Crichton cuenta con 17 años de experiencia, liderando proyectos en el sector de las energías renovables, destacando internacionalmente en países como Argentina, Brasil, Panamá, Nicaragua y El Salvador. En sus roles, ha encabezado el desarrollo, construcción, financiamiento y operación de los activos, participando en toda la cadena de valor de los proyectos.

Adicionalmente, en Solek lideró los cargos de Head of Develpment y Chief Operating Officer. “Estoy en Solek hace más de cinco años, lo que me ha permitido conocer en profundidad la dinámica de la empresa desde sus inicios. Este conocimiento me ha llevado a basar mi gestión como CEO en dos pilares: el equipo y las personas, focalizándome en la consolidación de la compañía como un productor de Energía (IPP)”, analizó la alta ejecutiva de la firma checa en Chile.

¿Qué visión tiene respecto al liderazgo de las mujeres en el sector energético?

En mi experiencia, tanto hombres como mujeres pueden ejercer excelentes liderazgos, pero evidentemente ha habido menos presencia de mujeres en estos roles por razones históricas que sabemos que poco a poco han ido cambiando. Precisamente por esto vemos que hoy en el sector hay mujeres aportando activamente con aspectos clave, tales como la comunicación efectiva, la capacidad de escucha y el uso de la intuición, entre otros. Estos aspectos han sido tradicionalmente vinculados a lo femenino, pero son parte de la “completitud del factor humano”, por decirlo de alguna manera. El mundo empresarial y nuestra vida en general, cada vez más rica en elementos diversos y por tanto más compleja, demanda ser abordada desde esta “completitud”.

¿Cuál es el sello que quiere marcar en su gestión como nueva CEO de la empresa?

Mi sello estará enfocado en capitalizar la gran experiencia de nuestro equipo, el cual participa en toda la cadena de valor del negocio, gestionando e impulsando la autonomía individual tan necesaria para enfrentar los cambios y mantener la velocidad de nuestra operación. Hemos identificado que es fundamental la educación de nuestros líderes en materias de gestión de personas y liderazgo. Para ello impulsamos hace unos meses programas de liderazgo y desarrollo de talento que nos diferencian de la industria y que se dirigen no sólo a nuestros cargos de jefatura, sino que también a quienes se encuentran en proceso de crecimiento dentro de la organización.

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Nos complace anunciar el Primer Simposio Internacional SIBiogás, que se llevará a cabo en el emblemático predio de La Rural, en Río Cuarto, Córdoba, Argentina, los días 6 y 7 de noviembre de 2024.

Estarán presentes los representantes de todo el sector de biogás a nivel nacional y con gran convocatoria de actores internacionales, lo que hace que sea una oportunidad única y sin precedentes en nuestro país.

Este evento único reunirá a los líderes del sector, no solo a nivel nacional, sino también de diversas partes del mundo. Con la participación de más de 90 disertantes, SIBiogás ofrecerá un programa dinámico con paneles donde se presentarán casos de éxito, las últimas tendencias y tecnologías, así como políticas públicas que están impulsando el crecimiento de la industria.

Los asistentes tendrán la oportunidad de explorar, de primera mano, el potencial transformador del biogás y el biometano, tanto en nuestra región como a nivel global. SIBiogás se convertirá en un punto de encuentro clave para empresas, productores, investigadores, estudiantes y representantes del sector público y privado. Durante dos días intensos, los participantes podrán intercambiar ideas y conocimientos sobre las innovaciones que están moldeando el futuro del sector.

Además, habrá una exposición que contará con más de 20 stands donde los asistentes tendrán la posibilidad de interactuar con los mayores referentes del sector, así como también de poder realizar visitas guiadas a las impresionantes plantas cercanas a la ciudad de Río Cuarto.

El biogás en números

Un estudio realizado por la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) destaca el potencial del biometano como una solución energética y económica para Argentina, especialmente en las provincias de Córdoba, Santa Fe y Buenos Aires.

Así, la construcción de 324 plantas de biometano en estas regiones implicaría una inversión de USD 2.170 millones y la creación de más de 11 mil empleos directos e indirectos. Este biocombustible renovable se obtiene de biomasa, efluentes pecuarios y residuos orgánicos, lo que permite aprovechar los recursos locales de estas provincias agropecuarias.

Además, la producción local de biometano podría disminuir la dependencia del gas importado, beneficiando la economía provincial. Sus aplicaciones son variadas: se puede utilizar como complemento del gas natural, en el transporte público y en redes aisladas. Por otro lado, se estima que su implementación podría resultar en un ahorro de hasta 4.665 millones de kg de dióxido de carbono equivalente al año, contribuyendo así a una significativa reducción de emisiones y a un futuro más sostenible.

En resumen, el biometano se presenta como una opción viable para mejorar la sostenibilidad energética y económica de Argentina.

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