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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Reglamento-de-Procesos-Asociativos

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

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

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

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

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

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

Definición de necesidades y optimización de proyectos

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

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

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

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

Beneficios Fiscales y Perspectivas Futuras

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Utility vs generación distribuida

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Compromiso con la Sostenibilidad y Desarrollo Comunitario 

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

Visión y Expansión Futura 

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

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

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

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

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

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

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

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

Potencial energético de la región de Antofagasta

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Qué impacto puede tener un nuevo marco normativo?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Mercados más atractivos de Latam

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2. Redefinir los Tiempos de Aprobación: Es necesario ajustar los tiempos de aprobación de capacidad de transporte de los Generaciones distribuidos, agilizando los procesos y eliminando cuellos de botella que retrasan el desarrollo de proyectos.

3. Ajustar los procedimientos de conexión: simplificar y estandarizar los procedimientos de conexión  es esencial para facilitar su integración en la red y maximizar su impacto positivo en el sistema energético nacional.

Por último, Sebastián Vargas , Gerente de Negocio Generation Hybrytec Solar señaló: «Mediante este encuentro pudimos presentar nuestros problemas, inquietudes y las dificultades de la regulación que si bien hoy funciona, esta lejos de ser perfecta. Debemos trabajar en conjunto para seguir avanzando en la transición energética y en eso estamos».

Cabe destacar que también participaron del debate portavoces de Afinia Grupo EPM, Air-e S.A.S. E.S.P., Celsia Energía, UPME Oficial, GreenYellow Colombia, Erco Energía y Rayo Energia, 

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La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) firmó un acuerdo con Climate Group, organización internacional sin fines de lucro fundada en 2004 que busca impulsar la acción climática, para ser el implementador local de la iniciativa RE100 en Argentina.

Los miembros de RE100 son algunos de los mayores consumidores de energía en todo el mundo. Estas corporaciones están comprometidas con el uso de electricidad 100% renovable y con acelerar el cambio hacia redes eléctricas sin emisiones de carbono. De las más de 400 entidades que engloba la campaña de RE100, 76 tienen presencia en Argentina, que a su vez es el tercer mercado eléctrico de Latinoamérica. Por lo que el objetivo del acuerdo es movilizar a más corporaciones del país para que aborden las barreras políticas y de mercado que impiden que los compradores corporativos obtengan electricidad renovable a un costo razonable.

Este acuerdo de colaboración se trabaja desde hace un año, incluyendo reuniones presenciales en la 28ª Conferencia de las Partes de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP28), celebrada en Dubai (Emiratos Árabes Unidos), como también en las oficinas de Climate Group en la ciudad de Londres (Inglaterra).

“Para nosotros es un acuerdo muy importante, porque permite que CADER sea el vehículo para canalizar el interés del sector corporativo y ayudarlos a que se convierta en una realidad. A partir de la interacción con las grandes empresas consumidoras de energía, vamos a identificar las barreras que hoy están demorando las inversiones. El sector privado es, sin lugar a dudas, quien puede moverse a mayor velocidad en relación a los cambios que requiere la transición energética para el cumplimento de los objetivos del Acuerdo de París”, indicó Martín Dapelo, miembro de Comisión Directiva y coordinador del Comité de Financiamiento de CADER.

A partir de este acuerdo, CADER y Climate Group realizarán un evento en Buenos Aires el que se convocarán a las grandes empresas interesadas en participar de la iniciativa RE100, a fin de crear condiciones equitativas para una competitividad justa, eliminar barreras regulatorias e implementar marcos estables para facilitar la adopción de energías renovables y crear una estructura de mercado que permita el comercio directo entre compradores corporativos de todos los tamaños y proveedores de energía limpia y sustentable.

“Este convenio aporta un valor agregado a CADER para que sus empresas socias ofrezcan servicios y contratos de energías renovables a los principales actores de la transformación energética en Argentina; a la par de brindar opciones locales para los grandes jugadores globales vinculados a Climate Group que aún no tienen identificada la oferta local disponible”, agregó Marcelo Álvarez, miembro de la Comisión Directiva y coordinador del Comité de Energía Solar FV de CADER.

“Como uno de los mayores mercados de electricidad en América Latina, Argentina tiene un papel fundamental en liderar la lucha de la región contra el cambio climático. Estamos encantados de trabajar con CADER para ayudar a las grandes corporaciones argentinas a tener un mayor acceso a la electricidad renovable y avanzar en la descarbonización del país. Esperamos dar la bienvenida a nuestras primeras empresas argentinas a RE100”, afirmó Ollie Wilson, jefe de RE100.

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La IEA está convocando una nueva Comisión Global sobre Transiciones de Energía Limpia Centradas en las Personas para examinar cómo diseñar e implementar políticas que conduzcan a un sistema energético más equitativo, apoyando a los tomadores de decisiones de todo el mundo en su búsqueda de priorizar la asequibilidad y la equidad en las transiciones de energía limpia.

La nueva Comisión se basará en las mejores prácticas internacionales y en las experiencias de sus miembros para elaborar recomendaciones viables. Está copresidida por Teresa Ribera , vicepresidenta del Gobierno y ministra de Transición Ecológica y Reto Demográfico de España, y Alexandre Silveira de Oliveira , ministro de Minas y Energía de Brasil, y está integrada por líderes de los sectores de la energía, el clima y el trabajo de gobiernos de todo el mundo, junto con representantes de alto nivel de organizaciones internacionales y grupos de trabajadores, indígenas, jóvenes y de la sociedad civil.

Sobre la base de las recomendaciones emitidas en 2021 por la primera Comisión Global sobre Transiciones a Energías Limpias Centradas en las Personas, los miembros trabajarán para identificar estrategias que aseguren que todas las políticas de transición energética reflejen el principio de equidad y contribuyan a mejorar la asequibilidad de la energía. También procurarán establecer mecanismos clave para monitorear y medir la eficacia de estas herramientas de política, así como los impactos sociales de las transiciones en términos más generales.

El lanzamiento de la Comisión se anunció por primera vez en la Cumbre Global sobre Transiciones a Energías Limpias Centradas en las Personas, organizada por la IEA en su sede en abril. La IEA actuará como coordinador principal y órgano administrativo de la Comisión. También realizará análisis o investigaciones específicas según lo soliciten los miembros de la Comisión.

“Las transiciones hacia energías limpias solo tendrán éxito si sus ventajas se comparten con todos los sectores de la sociedad, incluidas las comunidades que históricamente han estado al margen de la economía energética. Esto comienza con políticas justas y equitativas, que son el foco de esta nueva Comisión Global”, dijo el Director Ejecutivo de la IEA, Fatih Birol . “Estoy encantado de que el Viceprimer Ministro Ribera y el Ministro Silveira hayan aceptado ejercer como copresidentes. Esperamos con interés las conclusiones y la orientación de la Comisión Global sobre esta cuestión crítica, que fortalecerán los debates sobre políticas sobre este tema a nivel nacional e internacional”.

“Garantizar una transición energética justa es una responsabilidad compartida. La transición energética no debe ser solo un cambio de color de los electrones o de las moléculas, sino también una oportunidad para garantizar el acceso a una energía asequible, reducir las desigualdades y generar oportunidades económicas redistributivas”, afirmó la viceprimera ministra Ribera . “Esta Comisión Global es una herramienta importante para coordinar nuestro trabajo en este sentido”.

“Creemos que la transición energética no puede entenderse únicamente como un proceso de reemplazo tecnológico. Los líderes mundiales en materia de energía deben comprometerse a hacer que esta transición sea justa e inclusiva, concibiéndola como un nuevo modelo de desarrollo económico y social para garantizar que nadie se quede atrás”, afirmó el Ministro Silveira . “Brasil se siente honrado de contribuir a las actividades de esta Comisión Global, que se alinea estrechamente con nuestra agenda del G20”.

La primera reunión de la Comisión se llevará a cabo en octubre, durante la Reunión Ministerial sobre Transiciones Energéticas del G20 en Foz de Iguazú (Brasil). Los temas que analice la Comisión ocuparán un lugar destacado en la agenda del G20 de este año y de la COP30 del año próximo, ambas bajo la presidencia de Brasil.

Además de los dos copresidentes, los miembros de la Comisión que representan a los gobiernos incluyen:

Jonathan Wilkinson , Ministro de Recursos Naturales de Canadá
Omar Andrés Camacho , Ministro de Minas y Energía de Colombia
Diego Pardow Lorenzo , Ministro de Energía de Chile
Dan Jorgensen , Ministro de Clima, Energía y Servicios Públicos de Dinamarca
Jennifer Morgan , Secretaria de Estado y Enviada Especial de Alemania para la Acción Climática Internacional
Arifin Tasrif , Ministro de Energía y Recursos Minerales de Indonesia
Fareed Yasseen , enviado especial de Irak para el clima
Zulfiya Suleimenova , Representante Especial del Presidente de Kazajstán para la Cooperación Ambiental Internacional
Sang-hyup Kim , copresidente de la Comisión Presidencial de Neutralidad de Carbono y Crecimiento Verde de Corea
Nkeiruka Onyejeocha , Ministro de Trabajo y Empleo de Nigeria
Paulina Hennig-Kloska , ministra de Clima y Medio Ambiente de Polonia
Maria da Graça Carvalho , ministra de Medio Ambiente y Energía de Portugal

Los miembros que representan a organizaciones internacionales, sindicatos y otros sectores de la sociedad civil incluyen:

Hadiza Abdulmumini , Punto Focal Global para el Sector Juvenil del ODS 7
Yvonne Aki-Sawyerr , alcaldesa de Freetown y copresidenta de C40 Cities
Jean-Pierre Clamadieu , presidente del consejo de administración de ENGIE
John WH Denton AO , Secretario General de la Cámara de Comercio Internacional
Jefa Sharleen Gale , presidenta de la Coalición de Proyectos Importantes de las Primeras Naciones
Selwin Hart , Asesor Especial del Secretario General de las Naciones Unidas sobre Acción Climática y Transición Justa
Gilbert F. Houngbo , Director General de la Organización Internacional del Trabajo
Helena Leurent , directora general de Consumers International
Zingiswa Losi , presidenta del Congreso de Sindicatos Sudafricanos
Sheila Oparaocha , Directora de la Red Internacional de Género y Energía Sostenible
Ayisha Siddiqa , asesora juvenil sobre clima del Secretario General de las Naciones Unidas
Luc Triangle , Secretario General de la Confederación Sindical Internacional
Laurence Tubiana , Director Ejecutivo de la Fundación Europea del Clima

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Future Energy Summit (FES), la plataforma líder de eventos creada de la unión entre Energía Estratégica e Invest in Latam, volverá a reunir a cientos de referentes del sector renovable de la región en Chile por tercer año consecutivo. 

Más de 400 profesionales se congregarán en el mega evento Future Energy Summit Southern Cone, el cual se celebrará los días 27 y 28 de noviembre de este año en el Hotel Intercontinental Santiago (Av. Vitacura 2885, Las Condes, Región Metropolitana). 

Entre ellos participarán empresas de renombre y líderes del sector que estuvieron presentes en la reciente cumbre FES Iberia, donde se dieron a conocer las principales novedades y perspectivas para las energías renovables tanto en España como en Latinoamérica. 

Por ejemplo, durante el séptimo panel de FES Iberia, Sphera Energy analizó los retos y oportunidades para la implementación de más sistemas de almacenamiento en Chile, en tanto que la entidad Red Eléctrica Internacional identificó los desafíos en la transmisión que se deben superar para avanzar en la transición energética en Iberoamérica.

Además, FES Iberia tuvo grandes anuncios en la materia, tal como lo dicho por Enrique de Ramón, vicepresidente de Desarrollo de Negocios de AES Andes, que ratificó que la compañía tendrá en operación 600 MW de almacenamiento a finales de 2024 en Chile, que se sumarán al amplio abanico de casi 3,8 GW de la compañía en dicho país. 

Por lo que, en línea con esta convocatoria de lujo, se espera que diversos disertantes de envergadura se suban al escenario en FES Southern Cone, en lo que será el último mega evento de la gira 2024 de Future Energy Summit, en pos de conocer las innovaciones para el sector, el estado de los proyectos en carpeta y de explorar más oportunidades para el Cono Sur.

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

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

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

Además, dirán presente líderes del sector como 

Daniel Camac, presidente de H2 Perú
Fernanda Varela, directora ejecutiva de la Agencia Polux Comunicaciones
Susana Morales, project acquisition & new business manager de Atlas Renewable Energy
Héctor Erdociain, CSO de Chemik
Aura Rearte, business development manager de Enlight
Angela Castillo, business  development manager de Black and Veatch
Rosa Riquelme, directora ejecutiva de la Agencia de Sostenibilidad

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Con la participación de estos destacados oradores y muchos más, Future Energy Summit ofrece paneles exclusivos de debate y espacios claves para el más sofisticado networking en el que las principales empresas y personas protagonistas del sector renovable de la región puedan intercambiar posiciones y explorar sinergias. 

¡No deje pasar la oportunidad de asistir al mega evento FES Southern Cone!

Adquiera su entrada para acceder a la cumbre en Chile, los días 27 y 28 de noviembre en el Hotel Intercontinental de Santiago a través de este link.

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La Empresa Eléctrica de Guatemala S.A. (EEGSA), distribuidora parte del Grupo EPM Guatemala, anunció que en octubre recibirán ofertas para suscribir contratos por diferencias con curva de carga y contratos de opción de compra de energía de corto plazo.

Este proceso se enmarca en la Licitación Abierta 1-24 EEGSA que ya adjudicó en el primer semestre del año un primer bloque enfocado a cubrir 36 MW de potencia y energía, pero que tras cuatro rondas de ofertas sucesivas sólo resultaron 15 MW adjudicados. En esa ocasión, el gran ganador fue la central térmica San José a partir de carbón, dejando 21 MW del requerimiento desierto.

Tras una segunda adenda a las bases de Licitación, se determinó que los próximos bloques deberían ser llevados a cabo durante este semestre y de una manera que se busque la mayor participación en el proceso.

Es así que llegamos a una nueva etapa de la licitación que incluye un Bloque de 107 MW para cubrir los requerimientos del año estacional 2025-2026 y un Bloque 155 MW para el periodo de cinco años comprendido desde 2025 al 2030.

Los interesados en participar podrán competir en rondas sucesivas para lograr que las ofertas más competitivas obtengan contratos por diferencias con curva de carga y contrato de opción de compra de energía.

¿Podrán participar las centrales renovables? Sí, solo las existentes. Y según pudo saber Energía Estratégica los ingenios con centrales de biomasa ya han asistido a reuniones informativas y se encuentran evaluando si participarán o no.

«Las centrales existentes con biomasa están en proceso de análisis para participar en licitaciones de corto plazo. La decisión de participar se sujeta principalmente, a los criterios para definir las ofertas virtuales, ya que estas podrían ser atractivas, pero al utilizar como único criterio la determinación del precio mas bajo por medio de ofertas virtuales, dejando de lado las características específicas tanto de las plantas, como de requerimiento del sistema, se genera un desincentivo para estas tecnologías renovables y podría ser más atractivo en el corto plazo buscar contratos con demanda no regulada», explicó Edson Raymundo, gerente de inteligencia de mercado en la Asociación de Cogeneradores Independientes de Guatemala (ACI).

Aquello explica el resultado del primer bloque cuya mayoría del requerimiento quedó desierto y otra parte fue adjudicada a un solo a un oferente.

No obstante, tras la adenda publicada el pasado mes de junio, se está a la expectativa de que puedan generarse las condiciones para que más centrales de generación participen; entre las renovables, los ingenios antes mencionados e hidroeléctricas que ya han recuperado sus aportes históricos tras la crisis, podrían analizar hasta octubre de este año si es que competirán.

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La Secretaría de Energía de la Nación derogó la Resolución N° 2022/2005, que permitía que Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) realice diferentes operaciones a la planteadas originalmente, entre las que se destacaba la suscripción de contratos por instrucciones regulatorias y la importación de combustibles líquidos. 

Es decir que, a través de la nueva Res. SE 150/2024, el gobierno le quitó facultades a CAMMESA, que ya no podrá suscribir contratos de abastecimiento de energía eléctrica (como por ejemplo el Programa RenovAr o RenMDI) y por tanto no será un organismo comprador de combustibles y vendedor de electricidad. 

“Es necesario encauzar gradualmente al sector eléctrico nacional hacia mecanismos de eficiencia en el costo de generación y su remuneración asociada, promoviendo un régimen de mayor libertad y competencia en el MEM, en consonancia con la actual política energética a los fines de reducir la intervención del Estado Nacional, propiciando un mercado en el que la oferta y la demanda realicen transacciones libremente, regulado por normativas que promuevan su funcionamiento autónomo y competitivo, contribuyendo a una mayor eficiencia y sostenibilidad económica”, menciona la Res. SE 150/24.

“Que, así las cosas, el ordenamiento del sector eléctrico importa dejar sin efecto esquemas normativos que no se condicen con los principios antes señalados, y que implican un involucramiento excesivo del Estado Nacional y/o CAMMESA en la operatividad y en el funcionamiento del MEM”, agrega entre los considerandos.

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

Gobierno de Argentina abre las puertas a nueva propuesta para proyectos renovables truncados

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

“Es un hito más en una política ya comunicada por el gobierno, que no habrá más contractualización, se respetarán todos los contratos y se darán de baja aquellos no firmados, tal como pasó con anulación de la adjudicación de la licitación TerCONF (3340 MW de potencia térmica)”, señaló una fuente cercana a Energía Estratégica. 

“Aunque no perjudicaría al Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), ya que no lo articula y no lo hace usando esta facultad; sino más bien que afecta a licitaciones públicas”, añadió en diálogo con este portal de noticias. 

La cuestión a resolver es que todavía no queda claro cuál será la alternativa que tomará la Secretaría de Energía de la Nación para sustituir el esquema y las labores que tenía CAMMESA desde hace casi dos décadas, que ahora se dieron de baja tras la derogación de la Res. 2022/05. 

“No es que la Secretaría de Energía ya tomó la posta o se esté ocupando de estos temas. Naturalmente lo hará la Subsecretaría de Energía Eléctrica, a cargo de Damian Sanfilippo, pero será de un modo reactivo”, advirtieron desde el sector renovable de Argentina.  

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, Perú es uno de los países latinoamericanos pioneros en contemplar a la generación distribuida con energías renovables en su marco legal. La Ley 28832 impulsada en 2006 para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica ya incluía su definición para la posterior promoción.

Sin embargo, a 18 años de aquello, aún no se reglamenta la posibilidad de inyectar a la red eléctrica junto a una eventual venta de excedentes a las distribuidoras.

En este contexto, expertos del sector eléctrico ven a la normativa como una herramienta fundamental para contribuir al crecimiento de las energías renovables en Perú.

Uno de ellos es Eduar Salinas, quien en conversaciones con este medio, destaca: “El ministro de Energía y Minas, Rómulo Mucho, dijo que el reglamento de generación distribuida va a salir en el segundo semestre de este año y esperamos que así sea”. 

Este tipo de generación permite que usuarios finales y libres, como hogares y pequeñas empresas, puedan inyectar su propia energía a la red eléctrica, obteniendo beneficios económicos por ello. Para el experto, un reglamento claro y transparente fomentaría esta tendencia, especialmente ahora que el costo de la tecnología ha disminuido notablemente.

“Si bien en los últimos años se ha avanzado mucho en este segmento a nivel industrial, muchos clientes quieren instalar sistemas más grandes pero la limitación que tienen es que no pueden inyectar energía a la red”, explica. 

Y agrega: “Se puede instalar un sistema fotovoltaico behind the meter pero limitado a su consumo máximo a las horas del día. Esa es una tarea para este reglamento que esperamos salga en la fecha prometida”.

De esta forma, el experto sugiere que este nuevo marco regulatorio brinde incentivos para que más usuarios adopten esta modalidad y la complementen con sistemas de almacenamiento para impulsar el crecimiento de las energías renovables a nivel local.

“Hay muchos proyectos nuevos off grid con sistemas fotovoltaicos híbridos de almacenamiento en diferentes industrias como la alimenticia, agraria y minera. La industria está creciendo sin una regulación específica que la incentive. Por eso es fundamental no perder más tiempo y reglamentar la actividad y sacarle el mayor provecho a la energía solar”, concluye.

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La Secretaría Nacional de Energía ha suspendido el Acto de Licitación para la compra de Energía y Potencia, puesto en marcha durante la Administración anterior, al concluir que no cumplía con los requisitos mínimos para garantizar transparencia a los inversionistas ni mejoras en los precios para los panameños.

Esta acción busca promover procesos equitativos y favorables a la inclusión de fuentes renovables, en aras de beneficiar a los ciudadanos con tarifas más competitivas y avanzar hacia un desarrollo sostenible en el sector energético del país.

El Secretario de Energía, Juan M. Urriola, destacó la importancia de esta revisión, señalando que es vital para asegurar un suministro eléctrico eficiente. “Esta decisión responde a la necesidad de disponer de Pliegos de Licitación que sean lo suficientemente claros para asegurar una competencia justa y efectiva”, agregó.

La Secretaría Nacional de Energía emitió las Resoluciones N.° 01 y N.° 02 (ver al pie), dejando sin efecto todas las Resoluciones previas relacionadas con la Contratación de Potencia y Energía a corto y largo plazo.

Tras una exhaustiva revisión del Esquema de Contratación, se determinó que los parámetros presentados por la pasada Administración no garantizaban la claridad y transparencia necesarias para una competencia efectiva. Sumado, al numeroso volumen de comentarios y aclaraciones recibidos durante el período de consultas, recalcaron la necesidad de realizar sustanciales ajustes en los requerimientos de la Licitación.

La Resolución N.° MIPRE-2024-0001384, emitida el 15 de enero de 2024, había recomendado a la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) presentar los pliegos necesarios para llevar a cabo una licitación pública que asegurase el suministro eléctrico para los clientes finales de las empresas distribuidoras de electricidad. Esta directriz fue posteriormente modificada por la Resolución N.° MIPRE-2024-0013955 el 23 de abril de 2024, la cual incluía nuevas disposiciones dirigidas a la contratación de energía renovable.

Por las contradicciones expuestas, la Secretaría Nacional de Energía recomienda la cancelación del Acto, e inicia una revisión del esquema de Contratación de Energía, “sobre la base de la normativa vigente”, recalcando “que si posterior a esta revisión se requieren ajustes a la legislación vigente, se realizarán luego de una amplia consulta con el sector eléctrico”.

Se prevén modificaciones que garanticen la transparencia y competitividad de los contratos, protegiendo así a los usuarios de posibles incrementos en sus facturas mensuales y promoviendo la incorporación de nuevas capacidades de generación renovable.

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

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

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

Uno de ellos es Roberto Lares, Colombia’s Managing director de Wärtsilä, líder global en soluciones innovadoras de energía, quien en conversaciones con Energía Estratégica señala: “Colombia debe desarrollar una nueva subasta de expansión de generación por cargo de confiabilidad y preparar un marco regulatorio que promueva sistemas de almacenamiento para dar firmeza a los proyectos de energía renovable”.

Y agrega: “También hace falta lanzar otras subastas de contratos de largo plazo por la cantidad de energía solar adjudicada en la Subasta de Cargo por Confiabilidad, ya que el ingreso que tendrán por capacidad es bastante pequeño, equivale a un 9% de energía firme de la capacidad instalada”.

Según el ejecutivo, de lo adjudicado históricamente en Colombia en las últimas 5 subastas de cargo de confiabilidad entre el 30 y 33% no logran construirse por diversas razones como falta de otorgamiento de licencias ambientales, dificultades en los cierres financieros y ejecución de garantías por retrasos. En efecto, se trata de un porcentaje que hay que tomar en consideración a la hora de calcular cuánta energía hay que adjudicar.

“Con la nueva Subasta de Cargo de Confiabilidad tenemos menos energía firme adjudicada que la del febrero de 2019. Teniendo en cuenta estos números y la proyección de demanda de la UPME, vemos que en el tercer trimestre del 2026 va a haber un cruce entre la energía firme disponible y la demanda. La preocupación es que se construya un déficit”, advierte. 

Por ello, Lares insiste en la necesidad de lanzar también subastas de largo plazo para que entren proyectos híbridos con almacenamiento que ayuden a hacer frente a los próximos periodos de estiaje. 

En este sentido, el experto enfatiza que los desarrolladores de proyectos no podrán financiarse solamente con los contratos de cargo, sino que además necesitarán contar con PPAS.

No obstante, alerta barreras que desaceleran la ejecución de proyectos de energía limpia en el país: “Si bien la banca local colombiana está bien preparada para ofrecer project finance, hoy en día las tasas de interés no son atractivas para ejecutar proyectos. Los inversionistas están a la espera de que bajen las tasas de interés”.

Y concluye:“Hay financiamiento y buenas oportunidades para las renovables en Colombia, solo hace falta sentar las bases para que las condiciones se vuelvan más favorables para los inversionistas”.

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