Información de Mercado

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.

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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.

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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.

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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.

La entrada FES Latinoamérica: Empresas enfocan sus esfuerzos en aumentar la competitividad con innovación se publicó primero en Energía Estratégica.

 ¿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.

La entrada Augusto Bello: «El nuevo reglamento dará paso a una mayor integración de renovables por el uso de baterías para regular frecuencia» se publicó primero en Energía Estratégica.

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.

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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”.  

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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.

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