Información de Mercado

En la actualidad, la capacidad instalada eólica y solar en Guatemala es menor al 5% de la matriz de generación. No obstante, existiría un gran potencial de incremento a partir de la licitación PEG 5 que se prevé que sea lanzada durante este año 2024. Más aún en atención a la nueva regulación para sistemas de almacenamiento adjuntos a centrales solares y eólicas propuesta por el Administrador del Mercado Mayorista de Guatemala (AMM) y aprobada por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE).

“La capacidad instalada hasta el mes de abril del 2024 no tenía la posibilidad de poder almacenar energía eléctrica y, por lo tanto, no podía acceder a contar con potencia para vender a sus clientes, solo podía vender energía eléctrica, no podían optimizar o regular ese recurso y esa limitación provocaba desperdicio”, introdujo el Ing. Rafael Larios, asociado de la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER).

Con la nueva regulación, explicó que el almacenamiento se vuelve una opción en el mercado, con beneficios palpables para generación renovable variable eólica y solar, en una primera instancia con baterías.

“En las licitaciones, las distribuidoras van a tener la posibilidad de solicitar las tecnologías fotovoltaicas y eólicas, sobre todo la PEG-5 que viene, para participar no solamente para proporcionar energía generada sino para que puedan proponer un esquema de energía garantizada asociada también a la potencia que ellos requieren contratar”, consideró el especialista del mercado.

En una reciente capacitación dirigida a periodistas, el Ing. Larios señaló que existe un interés por parte de las distribuidoras de dar un espacio a ofertas de este tipo y amplió cuáles serían aquellas oportunidades que se abren:

“La resolución hoy por hoy permite que dentro del lado de la potencia las generadoras eólicas y solares fotovoltaicas puedan tener oferta firme, por lo tanto puedan tener oferta firme eficiente para poder ofertar en contratos de suministro a los consumidores.

Actualmente, el generador fotovoltaico y eólico únicamente podían vender energía, hoy por hoy el generador fotovoltaico y eólico que instale almacenamiento podrá acceder, como lo tienen las otras tecnologías térmicas e hidroeléctricas con embalse, a promocionar su venta de potencia para cubrir la demanda firme de grandes usuarios y de las distribuidoras en los procesos de licitación, y además podrá proveer energía las 24 horas del día si así se requiere.

Adicionalmente a eso, las centrales eólicas y solares con sistemas de almacenamiento podrán aportar a la calidad del suministro cumpliendo primero sus obligaciones como generadores y luego como oferentes dentro de un mercado de reservas operativas que hoy está incentivado en el mercado mayorista”, detalló el Ing. Larios.

De esa manera, el asociado de AGER identificó una oportunidad de participación ampliada en el mercado mayorista para proyectos eólicos y solares con baterías que permitiría nivelación de carga, control de rampa, reserva rodante operativa sincronizada y rápida no-sincronizada, estabilización, entre otros.

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Trina Solar, fabricante líder de la industria fotovoltaica con más de 10 años en el top 3 global, ahora mismo ocupa el puesto número dos mundial con una participación activa en América Latina y el Caribe.

Álvaro García-Maltrás, director general para América Latina y el Caribe de Trina Solar, observó el gran potencial de la energía solar en la región y cómo están contribuyendo al crecimiento de esta tecnología en las matrices energéticas, ofreciendo soluciones competitivas para los distintos segmentos del mercado.

«Estimamos un crecimiento del mercado solar este año para América Latina entre el 15 y el 20%», expresó el referente empresario.

Durante una entrevista exclusiva realizada en el marco de la primera edición de Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), García-Maltrás subrayó que el ritmo de incorporación de nuevos proyectos de energía solar en América Latina podría estar equilibrado entre los segmentos de generación distribuida y el de gran escala.

Ahora bien, identificó que en gran medida la curva de crecimiento dependerá de la dinámica que presente el gigante brasileño en el segundo semestre del año, ya que en el último tiempo ha dado un salto en instalaciones fotovoltaicas en redes de distribución que han determinado la alta penetración de la energía solar en su matriz energética.

Siguiendo su análisis, Brasil podría registrar un volumen de envíos de módulos desde China a sus puertos de más de 20 GW, de los cuales dos tercios corresponderían a generación distribuida, incluyendo proyectos residenciales y pequeños proyectos que, en Brasil, pueden ser de hasta 5 MW. Esta capacidad instalada máxima para el segmento de generación distribuida sería un gran diferencial que el referente de Trina Solar reconoce como necesario de implementar en otros mercados de la región.

En contraste, el mercado mexicano enfrentaría retos políticos y regulatorios que limitarían su crecimiento. Y, si bien García-Maltrás reconoció un avance sostenido de generación distribuida en los últimos años, advirtió que el potencial sería aún mayor: «En México el limite de GD es de 500 kW, en Brasil es 10 veces más y eso lo habilita a alcanzar unas escalas y unos volúmenes completamente distintos. Eso es lo que a nuestro modo de ver le falla a México».

Aquello no sería todo, García-Maltrás recordó que, cuando comenzó a prospectar el mercado en América Latina en 2016-2017, «México era el número uno con diferencia, con grandes proyectos utility que se conseguían a precios competitivos». Sin embargo, la falta de apoyo de la última administración habría frenado el progreso en este segmento:

«México tiene un recurso solar excelente y costes competitivos, pero lleva un déficit de instalación de energía solar en los últimos cinco años que necesita recuperar», afirmó el director general para América Latina y el Caribe de Trina Solar.

A pesar de los desafíos, Álvaro García-Maltrás se mostró optimista sobre el futuro de la energía solar en América Latina. Señaló que es crucial no perder tiempo en debates regulatorios, ya que la oportunidad podría pasar.

«Es momento de arrancar», concluyó, enfatizando la necesidad de acciones concretas para aprovechar el potencial solar de la región y valorar los beneficios que pueden aportar la incorporación de trackers y almacenamiento, que además de los módulos fotovoltaicos también forman parte de la cartera de soluciones disponibles de Trina Solar para la región.

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Con el objetivo de beneficiar al país con más energía renovable y acelerar la transición energética, la central eólica Wayra Extensión, ubicada en la ciudad de Marcona, provincia de Nasca, en la región sureña de Ica, inició su operación comercial luego de recibir la aprobación del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES).

Esto representa el primer hito para Orygen, la empresa líder en generación de energía renovable a cargo del portafolio adquirido por el fondo global de inversión Actis, tras la reciente compra de Enel Generación Perú.

Las centrales eólicas Wayra I y Wayra Extensión se posicionan como el parque eólico más grande del Perú, con una capacidad de 310MW que refuerzan el suministro de energía sostenible, confiable y competitiva que el país.

De acuerdo a los datos aportados por la compañía, el proyecto eólico Wayra Extensión, contó con una inversión de US$ 188.5 millones y está emplazado en un área de aproximadamente 2.443 hectáreas. Se trata de un sistema de energía eólica con 30 aerogeneradores de 5,9 MW cada uno que generarán 177 MW de potencia instalada, con capacidad de amplificación. Esta energía renovable se entregará al sistema peruano a través de la subestación Poroma.

Se considera que sus aerogeneradores están entre los más grandes y potentes de Latinoamérica lo cual permite que el parque tenga una mayor capacidad instalada pese a tener menor cantidad de turbinas que Wayra I, proyecto que entró en funcionamiento en 2018.

Tras el tan esperado logro, Marco Fragale, CEO de Orygen, destacó: «Este logro es una muestra del gran potencial del Perú para el desarrollo de energías renovables. Asimismo, refuerza nuestro liderazgo en la generación eólica y solar con casi 600MW de capacidad puestos al servicio de las industrias peruanas y el bienestar de la sociedad».

Y agregó: «Con este hito promovemos la conformación de un nodo energético renovable en el sur del país, con Ica como protagonista de la transición energética. Además, gracias a Wayra Extensión evitamos la emisión de 385,000 toneladas de CO2 a la atmósfera, contribuyendo así con el objetivo país de reducción de huella de carbono”.

Además, desde Orygen revelaron que durante el periodo de construcción de la central eólica, se crearon más de 500 puestos de trabajo, tanto en el proyecto como en las actividades alrededor del mismo, de los cuales más de 200 fueron desempeñados por iqueños. Esto denotan el compromiso de la firma por priorizar la contratación de mano de obra y la adquisición de productos y servicios locales.

Asimismo, se desarrollaron proyectos de economía circular, electrificación, saneamiento y agua potable, talleres educativos, entre otros.

Tal como explicó la compañía, este logro confirma suposición en el mercado como la generadora renovable líder en el Perú al reunir alrededor de 600MW de capacidad solar y eólica, que representan el 40% de la capacidad renovable no convencional del país. 

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La Empresa Nacional de Electricidad (ENDE Corporación) de Bolivia actualizó el plan de expansión del Sistema Interconectado Nacional (SIN) para lograr una mayor participación de energías verdes mediante la suma de alrededor de 4670 MW renovables hacia el 2050. 

El objetivo es alcanzar una participación renovable de, al menos, 75% de la capacidad instalada para ampliar la cobertura del servicio energético de la población y avanzar en la transición energética durante las próximas décadas. 

De acuerdo a información compartida por el presidente ejecutivo de ENDE, Manuel Valle, el “ambicioso plan” implica prácticamente duplicar la oferta actual de potencia operativa en Bolivia, de 3641 MW a 6773 MW en 2033, y llegar a más de 8200 MW hacia el año 2050. 

Cabe recordar que los 3641 MW actuales de la matriz energética del país se reparte de la siguiente manera:

735 MW hidroeléctrica (31% de toda la capacidad instalada)
168 MW solares (3%)
135 MW eólica (4%)
135 MW biomasa (4%)
2468 MW termoeléctricas (58%)

“Mirando a futuro, a 2050 prevemos llegar a 2755 MW de instalaciones hidroeléctricas, 1726 MW solares, 1027 MW eólicos, 100 MW en geotermia, casi 200 MW en biomasa y 2468 MW termoeléctricos”, sostuvo Manuel Valle durante un foro. 

“La transición energética va de la mano con la disminución del consumo de combustibles fósiles, que ya inició con los nuevos proyectos de ciclos combinados para reducir y optimizar el uso de gas natural”, agregó. 

Mientras que, a partir del ingreso de nuevas fuentes de generación, el plan de expansión del Sistema Interconectado Nacional proyecta que a 2030 se dará la universalización del acceso al servicio básico de electricidad.

Además, el presidente ejecutivo de la Empresa Nacional de Electricidad de Bolivia aseguró que también se expandirá el sistema de transporte eléctrico del país; pasando de 73688 kilómetros en el corriente año a 10020 km en 2033 y 11229 km para el año 2050.

Tensión
2024 (km)
2033 (km)
2050 (km)

115 kV
2453
2683
2683

230 kV
4679
6236
7097

500 kV
235
1102
1450

Total km
7368
10020
11229

“Tenemos muy claro que no pueden haber transición sin transmisión. Si no construimos las líneas de evacuación de energía y la transportamos a los lugares donde se consumirá, no tendrá sentido”, subrayó Valle. 

“Esto está vinculado con los nuevos proyectos que se ejecutarán de generación fotovoltaica, eólica e hidroeléctricas, adicionalmente de las nuevas líneas que se construirán para interconectar Bolivia con el país vecino de Brasil”, complementó. 

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Marsh, corredor de seguros y consultor de riesgos líder en el mundo, tuvo una participación destacada en el último evento de Future Energy Summit (FES) en el Caribe. Allí, David Peña, líder de desarrollo de negocios en Energía para América Latina y el Caribe de la empresa, subrayó la importancia de que proyectos energéticos, principalmente aquellos que incorporan nuevas tecnologías, cuenten desde etapas tempranas con un aliado como Marsh.

«Acompañar a las diferentes empresas desde que nacen los proyectos, en la etapa greenfield, pasando por la financiación, construcción, operación y eventual desmantelamiento, es clave para mitigar riesgos», introdujo el referente de Marsh.

De allí que, su vinculación con proyectos energéticos va más allá que solo entregar pólizas de seguro. “Lo que buscamos es anticiparnos y entender el proyecto desde su concepción para mitigar cualquier posible incertidumbre,» aclaró David Peña. Esta anticipación es crucial, especialmente cuando se trata de tecnologías nuevas o proyectos innovadores que pueden generar incertidumbre tanto para los aseguradores como para los reaseguradores.

Durante su intervención, Peña ilustró con varios ejemplos la relevancia de involucrar a Marsh desde las etapas tempranas de los proyectos por su compromiso por obtener los mejores resultados posibles para cada proyecto, contemplando la visión de la banca y la tecnología involucrada para evitar desafíos futuros y asegurar un desarrollo sin contratiempos.

La gestión de riesgos en proyectos con nuevas tecnologías

Durante panel de debate de FES Caribe denominado “Las oportunidades de la energía eólica en la región”, el líder de desarrollo de negocios en energía de Marsh reconoció riesgos particulares a los que se enfrentan con esta tecnología que continúa evolucionando en potencia de turbinas:

«Yo trabajé en Brasil varios años y había proyectos eólicos de 1 MW, hoy eso es historia. Siempre vamos a apoyar nuevos proyectos con mayores aerogeneradores, ojalá más grandes y a menores costos, pero es importante que el mercado asegurador y reasegurador entiendan bien cómo funciona la tecnología».

En tal sentido, mencionó un caso en el que un fabricante de primer nivel tenía un modelo considerado prototipo porque no tenía las horas de rodamiento requeridas considerándose de mayor riesgo. «El proyecto entró en operación y la exigencia de los bancos era tener una póliza con un deducible de 90 días, pero el mercado asegurador sólo pudo ofrecerla con 180 días, lo que no sirvió de mucho,» explicó.

Siguiendo con las tecnologías emergentes, Peña destacó el caso de las baterías, que aunque relativamente nuevas, están ganando tracción rápidamente. «Las baterías están teniendo una atracción enorme, especialmente en Chile, que es pionero en este ámbito», comentó. Sin embargo, la experiencia con baterías aún sería incipiente a nivel mundial, lo que introduce un grado de incertidumbre considerable para la bancabilidad de proyectos con estas soluciones de acumulación.

Marsh trabaja estrechamente con los desarrolladores de proyectos para mitigar este tipo de riesgos, obtener las pólizas y acercarse del mejor modo al cierre financiero. «Nos sentamos anticipadamente con los proyectos y les decimos, desde la óptica del mercado asegurador, qué se sugiere en la implementación», explicó David Peña, líder de desarrollo de negocios en Energía para América Latina y el Caribe de Marsh.

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

En este contexto, empresas de diversos rubros están invirtiendo en generar su propia energía para diversificar la matriz ecuatoriana, garantizar el servicio y generar ahorros en sus tarifas de luz.

Bajo esta premisa, la cadena de comida rápida KFC Ecuador inauguró la segunda fase de su planta fotovoltaica de autoconsumo en Inga Alto, Quito, consolidándose como el proyecto más grande en su tipo del país.

Con una inversión de más de 2 millones de dólares, la nueva fase añade 1.1 MW de capacidad, sumando 2.5 MW en total, suficiente para cubrir el 95 % de la demanda de 26 restaurantes y suministrar energía renovable a la Empresa Eléctrica Quito.

Estos locales están ubicados en zonas estratégicas tales como Recreo, C. C. I., San Luis, Quicentro, Santa María Tumbaco, San Luis PB, Carapungo, El Bosque, Sangolquí, Villaflora Santa María, Super Akí Labrador, San Antonio de Pichincha.

Según informó la compañía, esta planta desde su inicio en operación en 2022 evitó la emisión de 690 toneladas de CO2 el primer año, el equivalente a plantar 1.620 árboles, generando 2.79 GWh de energía renovable.

Pero esto no sería todo, la cadena gastronómica también proyecta una tercera fase en la costa para ampliar los beneficios de la energía solar, reafirmando sus prácticas sostenibles y su compromiso con una matriz energética diversa y responsable.

Durante la ceremonia de inauguración, Javier Cruz, gerente de gestión humana de KFC: «El objetivo es reducir nuestras emisiones de carbono a través de la energía más limpia pura e inagotable como es la solar. Buscamos minimizar lo máximo posible el daño que le hacemos al medio ambiente mediante nuestros procesos productivos».

Cabe destacar que el inicio y ampliación de dicho complejo fotovoltaico fue diseñada en conjunto con la empresa especializada en energía fotovoltaica Solar Team.

En el marco de este nuevo hito, Daniel Rosero, gerente técnico de Solar Team explicó: «Hemos instalado esta planta fotovoltaica en tiempo récord: aproximadamente 2 meses. El complejo fotovoltaico tiene más de 5 mil paneles solares, los cuales aportan mensualmente entre 200 y 250 MW/hora al país”.

Y agregó: “Nos sentimos orgullosos de lo que podemos lograr con iniciativa privada, sin ningún costo al estado ecuatoriano. Queremos invitar a más empresas a replicar estos proyectos y aprovechar los beneficios de la energía solar”.

De acuerdo a información de KFC, en la implementación de esta segunda fase se crearon alrededor de 40 puestos de trabajo y el funcionamiento de esta es mediante monitoreo remoto a través de una app.

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La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) ha estado en reuniones constantes con el Centro Nacional de Despacho (CND), organismo público dependiente de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), para la determinación de la Norma Técnica transitoria de los servicios complementarios de control de voltaje y potencia reactiva, así como de desconexión de carga.

Wilfredo Flores, comisionado de la CREE, anticipó en exclusiva para Energía Estratégica que tienen lista su propuesta de norma y la aprobarán “en estos días” para que durante este tercer trimestre del año 2024 salga publicada en el Diario Oficial La Gaceta.

Esto se torna de gran relevancia para agentes generadores renovables en el Mercado Eléctrico Mayorista, ya que allí se incluyen nuevos requerimientos para las centrales eólicas y solares vinculados a la habilitación de prestación de servicios de control de voltaje y potencia reactiva (ver más).

“En esta nueva normativa transitoria le estamos solicitando a los agentes generadores de plantas solares fotovoltaicas y eólicas el monitoreo vía unidades de medición fasorial (PMU, por sus siglas en inglés) para tener más cantidad de datos en tiempos muy pequeños y así poder controlar su operación en la red”, expresó el comisionado Flores.

Aquello no sería todo. Lo que se está buscando con esta norma primeramente es establecer transitoriamente algunos requisitos técnicos de operación en condiciones de operación normal y de emergencia, respuesta dinámica ante cambios de consigna, de absorción y entrega de potencia reactiva, modo de control de voltaje, así como el factor de potencia, operación condiciones de huecos de voltaje y sobrevoltajes, ya que Honduras atraviesa algunos problemas en la red que pueden estar relacionados a la instalación de granjas solares fotovoltaicas o eólicas sin almacenamiento.

De allí que en paralelo, desde la CREE además estén trabajando en cambios regulatorios para incorporar almacenamiento, modificando algunos reglamentos y normas técnicas vigentes, tales como el Reglamento de la Ley General de la Industria Eléctrica, el Reglamento de Operación del Sistema y Administración del Mercado Mayorista, entre otros.

“Lo que andamos buscando es que se realicen las inversiones con almacenamiento de energía mediante sistemas híbridos y también como expansión de la transmisión con ingresos garantizados”, aseguró el regulador.

De esta manera, se enviarían señales claras para que nuevas inversiones se realicen pero siguiendo reglas a la medida de las necesidades de este mercado. Wilfredo Flores, comisionado de la CREE, observó que para incluir aportes que desde la iniciativa privada realicen, se prevé una socialización y consulta pública de su propuesta de almacenamiento energético también durante el tercer trimestre de este año.

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José Danilo Pacavita Avila, Technical Manager Utility para México, Colombia y la región de Centroamérica y el Caribe de LONGi, brindó una entrevista exclusiva en el marco de un nuevo evento de Future Energy Summit (FES). Allí, el portavoz de LONGi se refirió a los grandes hitos que la compañía ha logrado y próximas metas que el equipo se ha propuesto.

Según comentó Pacavita, durante el Q4 del 2023 llevaron a cabo una serie de negociaciones que resultaron favorables para cerrar nuevos acuerdos de suministro durante el Q1 de este 2024. Esto ha llevado a que LONGi amplíe su alcance en nuevos proyectos utility, aumentando su participación en mercados estratégicos.

“Ha sido un escenario bastante positivo para la marca, incrementando números de Market Share en República Dominicana, en Colombia y en México”, introdujo.

El foco principal en la región durante este año estaría en República Dominicana donde contarían con una participación en el orden del 50% de Market share e irían por más, en atención a la construcción de un buen volumen de proyectos en este mercado del Caribe.

Respecto a México, el referente de LONGi confirmó que el mercado “en términos de utility está despegando de nuevo”, además del ya conocido ritmo de incorporación en el segmento de generación distribuida.

“Lo que buscamos en países como México, aprovechando que estamos en este congreso, es actualizar la industria después de 5 años sin un número importante de proyectos. Es importante ser parte de este desarrollo tecnológico, capacitar a las empresas y ser esa mano aliada que les lleve a tener un mejor modelo financiero y tener mejores números para el cierre de los proyectos”, indicó durante el evento FES Mexico.

Sobre Colombia, Danilo Pacavita identificó un Boom de plantas de 10 MW y de 20 MW del que son parte como suministradores de módulos tipo PERC, TOPCon e IBC, destacándose el TOPCon como módulo top ventas en esta compañía y el IBC como producto estrella con el que acumulan nuevos casos de éxito, un ejemplo de esto serían dos plantas solares de 20 MW recientemente inauguradas en Colombia con módulos de IBC Technology.

“Somos la única marca Tier One en el mercado que está fabricando IBC Technology y estamos llegando a plantas que están teniendo más del 10% de producción de lo esperado”, puntualizó Pacavita.

De esta manera, el panorama es bastante alentador para LONGi, con números atractivos para compartir con sus clientes en lo vinculado a la fabricación y suministro de módulos fotovoltaicos como su Core Business.

En adición, desde la empresa están contribuyendo a la madurez de proyectos fotovoltaicos con almacenamiento de energía e hidrógeno verde, con servicios y soluciones vinculadas que están empezando a fluir en la región.

“En términos de almacenamiento, nosotros apuntamos más al asesoramiento técnico que estamos teniendo con los clientes sobre cómo dimensionar este sistema de baterías -ya que, como tal, LONGi no tiene división de baterías, pero tiene otras soluciones de almacenamiento- y en términos generales, producción de hidrógeno verde con electrolizadores alcalinos”, aclaró.

En concreto, refiriéndose a hidrógeno verde comentó que han trabajado inicialmente en proyectos pilotos de 1 a 5 MW, pero reconoció que existe un optimismo a desarrollar un negocio grande con megaproyectos en torno al hidrógeno, siempre incluyendo energía eólica y solar.

“La división en la cual estoy es más que todo enfocada desarrollar ese dimensionamiento de la planta necesaria para el electrolizador alcalino y desde nuestra área de hidrógeno ya empezamos a tener electrolizadores de 1 a 5 MW, electrolizadores modulares hasta 20 MW. Y pues incluso en China ya hay varios proyectos en operación del orden de los 100 MW”, finalizó José Danilo Pacavita Avila, Technical Manager Utility para México, Colombia y la región de Centroamérica y el Caribe de LONGi.

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En Colombia el proceso de consultas previas son los principales desafíos que deben superar los actores públicos y privados a la hora de montar proyectos renovables, sobre todo en zonas estratégicas como La Guajira, donde habitan comunidades indígenas.

En este marco, la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) y la Fundación Paz y Reconciliación- Pares, elaboraron un estudio enfocado en el parque eólico Windpeshi, en el cual abordan la conflictividad social, los beneficios y las oportunidades de los proyectos de energía eólica en esta región.

De acuerdo al reporte, aunque los retrasos en la construcción y operación de los parques eólicos en La Guajira representan un problema para la transición energética, para que esta sea exitosa y se cumplan los tiempos proyectados, es necesario un proceso de fortalecimiento institucional a través de la participación de todos los niveles del Estado,  la voluntad y disposición de las comunidades y la transparencia de las empresas.

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Y agregó: «Sólo a través de la construcción conjunta de territorio bajo un criterio de gobernanza colaborativa y corresponsabilidades se puede avanzar en el proceso de transición energética. Es necesario que exista seguridad jurídica para ambas partes en el desarrollo de estos proyectos: poder mantener los acuerdos es la única forma».

Según el reporte, si bien este acuerdo se da a través de las consultas previas, esta herramienta puede ser un «arma de doble filo» si no se implementa de manera correcta.  El proceso de coordinación y preparación tiene que ser inclusivo y debe contar con todos los actores involucrados y terceros interesados, entre los cuales se encuentran las Oficinas de Asuntos Indígenas, las comunidades wayuu, la empresa, las alcaldías, personerías, defensorías, corporaciones autónomas regionales, la ANLA, Ministerios de Minas y Energía, Interior y demás instituciones del sector público que sean garantes de todo el proceso y se permita un ejercicio de gobernanza colaborativa en la toma de decisiones.

«Es importante reconocer la particularidad del territorio y las comunidades que lo habitan, el éxito de la transición energética en el departamento requiere el reconocimiento y la compresión de las formas de vida y la toma de decisiones en las comunidades wayuu (…) Es indispensable un fortalecimiento del acompañamiento institucional al proceso de consultas previas, pero también hay alternativas complementarias, como el empoderamiento de las comunidades energéticas, que no sólo se tratan de suministrar energía, sino que van más allá», afirmó.

En efecto, el escrito señala que el departamento de La Guajira es una pieza clave en la transición energética de Colombia, y por la misma particularidad del territorio y sus dueños, los wayuu, los proyectos de energía eólica deben llegar a acuerdos sobre el uso del suelo con las comunidades wayuu.

Bajo esta premisa, una de las expertas entrevistadas en dicho informe, Mónica Uribe Mariño, brindó su visión los desafíos que debe afrontar el país para avanzar en diversificar la matriz en La Guajira.

«A pesar de los beneficios económicos y sociales que estos proyectos pueden aportar, se resalta la necesidad de un mayor acompañamiento institucional y la creación de condiciones que permitan superar las tensiones sociales y culturales en el territorio. Las consultas previas y el diálogo multiactor son fundamentales para asegurar una Transición Energética justa y sostenible», concluye.

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La Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER) alertó un nuevo cambio de reglas para la generación distribuida en el país tras la publicación del Decreto 446-023 correspondiente al pliego tarifario 2024, por el que agregó una nueva categoría denominada “suscriptores con generación” y por la la cual comenzó la desenergización de la tarifa eléctrica con los autogeneradores industriales. 

“Aumentó el cargo de potencia contratada, que refleja los costos de la red, pero sólo en esta categoría de suscriptores con generación, y bajó el precio por la energía que se le vende; lo que representa una fuerte señal de cambio de reglas de juego. En otras palabras, aumenta lo que deben pagar los generadores industriales por la potencia fija contratada y disminuye el costo de sustitución por tener por ejemplo paneles solares”, señaló Marcelo Mula, presidente de AUDER. 

“Cambia drásticamente las cuentas de una inversión fotovoltaica, lo que desencadenó un intercambio con el gobierno desde la Comisión de Generación Distribuida de AUDER, planteando que esa medida era perjudicial para el sector”, agregó en diálogo con Energía Estratégica.. 

Cabe recordar que desde años atrás, los autogeneradores en la industria de Uruguay tenían un sistema de inyección cero, es decir que no podían volcar excedentes a la red. Hecho que resultaba complejo de implementar porque generalmente las centrales renovables de autoconsumo debían funcionar en 30% menos porque debían implementar un gap para acompasar la curva de carga y la de demanda. 

Pero tras las sequías que generaron déficits energéticos en Uruguay, hace 3 años, se propuso al antiguo ministro de energía, Omar Paganini, que se puedan inyectar a la red la energía renovable que se estaba desaprovechando generada en el sector industrial, habilitación dada en 2022 y en cuyo decreto se le  solicitó a la  Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) que defina una nueva categoría para comprar esa energía que ahora se habilitaba inyectar a red. 

“Lo que fue un pedido para optimizar el sistema y vender los excedentes, fue un tiro por la culata porque la normativa publicada fue perjudicial y en algunos casos económicamente convenía sacar los paneles fotovoltaicos ya instalados para no pagar demás el mix energético”, subrayó Mula. 

“Es una tarifa discriminatoria porque no se hicieron en todas las categorías del pliego tarifario, lo que además de traer rentabilidad comprometida, trajo un cambio rotundos en las reglas de juego para las inversiones y una modificación en el espíritu lanzado para flexibilizar el autoconsumo industrial, de tal manera que se comprometió la viabilidad de varios proyectos en desarrollo”, insistió.

A raíz de ello, desde la Asociación Uruguaya de Energías Renovables y la Asociación de Grandes Consumidores de Energía Industrial (AGCEI) se enviaron notas al Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) para que se deje en suspenso lo planteado en el Decreto 446-2023; sumado a que poco menos de diez empresas presentaron recursos de amparo/inconstitucionalidad de la medida. 

Luego de las gestiones, desde el MIEM se respondió que se mantendrán las reglas de juego pasadas para aquellos proyectos que se presenten hasta octubre del 2024, pero luego de eso aplicará el nuevo pliego tarifario. 

Y si bien representa una ventana para los proyectos en desarrollo, desde AUDER manifestaron que no se resolvió el tema de fondo y que sigue siendo una señal negativa y discriminatoria para el sector renovable, ya que va en contra de la promoción de éstas en la industria. 

“No estamos en contra de que se desenergice la tarifa, porque las empresas distribuidoras de electricidad cobrarán por el uso de la red; pero faltó gradualismo y no fue bien recibido que sólo aplique a un grupo de suscriptores con generación. No estamos de acuerdo que la desenergización de las tarifa la paguen los autogeneradores, por lo que esperamos que el próximo gobierno (elecciones en octubre) lo pueda rever”, sostuvo el presidente de AUDER.

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

El déficit de energía que enfrenta el país y sus abundantes recursos naturales lo convierten en un punto estratégico para atraer inversiones internacionales.

Bajo esta premisa, el ministro de Energía y Minas, Rómulo Mucho, fue invitado como ponente principal a LATAM-Japan Hydrogen Workshop 2024, en Tokio (Japón), una cumbre en la que ministros, funcionarios y representantes diplomáticos de varios países de América Latina debatieron estrategias en común para avanzar en la transición energética.

Allí, el funcionario expuso las grandes oportunidades de inversión en energías renovables que ofrece el país en el sector minero-energético en línea con su compromiso por reducir las emisiones de carbono.

«Nuestro país está bien ubicado geográficamente para acceder a los mercados internacionales y servir como corredor comercial regional. Produce 8 de los 17 minerales críticos necesarios para la transición energética, de acuerdo a un informe del INGEMMET de 2022«, resaltó.

Al contar con estas condiciones favorables, el titular del MINEM anticipó que se viene una ola de nuevos proyectos de energías no convencionales en el corto plazo: «A la fecha, tenemos más de 25,477 megavatios en proyectos de energías renovables a cargo de inversionistas que presentaron sus estudios de pre-operatividad ante el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES)».

De ese portafolio, reveló que existe un potencial de generación de 12,449 MW solares, con proyectos en Piura, Cajamarca, Lambayeque, La Libertad e Ica y de 9,703 MW eólicos en Arequipa, Moquegua, Puno y Tacna.

Además, Mucho aseguró que Perú está bien posicionado a nivel mundial para desarrollar la economía del hidrógeno de bajo costo, con costos de producción identificados entre los 10 primeros a nivel mundial.

Sumado a esto, reveló que ya hay una Estrategia Nacional para el Hidrógeno Verde, vigente desde el inicio del gobierno de la presidenta Dina Boluarte, y que se ha creado un Grupo de Trabajo Multisectorial en abril del año pasado para contribuir a la puesta en valor de ese recurso no contaminante.

A su vez, calificó como un hito histórico la reciente aprobación de la Ley N° 31992, entendida como un vehículo fundamental para atraer inversiones en hidrógeno y obtener nuevas fuentes de energía para el transporte, la producción de fertilizantes, la refinación petrolera, la industria del acero, entre otras actividades económicas.

«Esta ley sienta las bases para un marco regulatorio que abordará las actividades y desafíos relacionados con toda la cadena de valor de este vector energético en nuestro país. (…) Para el 2040, el hidrógeno verde será dominante en competitividad debido a los bajos precios de la electricidad previstos, el alto potencial renovable del Perú, especialmente en el sur, y la reducción de los costos de la tecnología», proyectó.

Esta normativa que fue aprobada en marzo tras reiteradas sesiones en el congreso, 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.

Según expertos del sector consultados por Energía Estratégica, la regulación es la más ambiciosa en hidrógeno verde de Latinoamérica y ayudará a acelerar los intercambios comerciales para convertir a Perú en un exportador de hidrogeno verde y sus derivados.

A su vez, señalan que con esta ley, Perú podría desplegar hasta 12 GW de electrólisis con un costo objetivo de 1 USD/kg de H2V, y reemplazar el 100% de los combustibles fósiles en industrias como el acero y el cemento para el 2050.

La entrada Rómulo Mucho: «Perú cuenta con 25.477 MW de proyectos renovables en estudio de preoperatividad» se publicó primero en Energía Estratégica.

La firma Catamarca Minera y Energética Sociedad del Estado (CAMYEN) confirmó que avanza en nuevos proyectos de generación renovable en la provincia, tanto fotovoltaicos como geotérmicos, siendo esta última una alternativa que hasta el momento no tuvo gran avance en el país.

En el caso de las dos centrales geotérmicas, la empresa provincial trabaja en Caldera Cerro Blanco, donde busca reconocer si existe el recurso necesario, de tal modo que el Consejo Federal de Inversiones (CFI) financiará un estudio de sondeo eléctrico vertical para pasar a otra instancia para avanzar en el proyecto, según explicó Natalia Dusso, vicepresidenta de CAMYEN.

El área de estudio está situado en la zona cordillerana de Antofagasta de la Sierra y es una caldera volcánica de 6 kilómetros, a 80 kilómetros al suroeste del más extenso Cerro Galán.

“Es un reservorio geotérmico comercial apto para producir energía eléctrica, con estudios que entregan un mínimo de 14 MW al 90% de confianza, y más de 50 MW con probabilidad del 50% de confianza. Y según las temperaturas estudiadas en el reservorio (mayor a 100°C), el complejo geotérmico Cerro Blanco se clasifica como de Alta Entalpía”, explicó Dusso durante un evento.

“Si no se avanza, se tendrá un recurso sin utilizar, considerando lo necesario de esa generación en un lugar donde está la mayor cantidad de proyectos mineros y que significaría una oportunidad costo-efectiva en cuanto al beneficio para el ambiente y para el desarrollo competitivo de cada una de las empresas mineras”, agregó. 

Además, la vicepresidenta de Catamarca Minera y Energética Sociedad del Estado aseguró que trabajan en cuatro parques solares localizados en diferentes localidades, los cuales ampliarán la matriz renovable de la provincia.

Si bien ya hay instalados 153,71 MW fotovoltaicos a lo largo de nueve plantas adjudicadas bajo el Programa RenovAr, existen otros cinco proyectos por 225 MW de capacidad que deberán entrar en operación comercial en los próximos meses o años:

PS Shincal II – 15 MW adjudicados en la licitación pública RenMDI (2023)
PS Ampajango I – 5 MW de RenMDI (2023)
PS Amanecer IV – 10 MW con prioridad de despacho en tercer trimestre 2021 del Mercado a Término (MATER) 
PS MSU Andalgala – 90 MW vía MATER en el primer trimestre 2024
PS Recreo I – 100 MW asignados en el MATER en el primer trimestre 2024

CAMMESA asignó prioridad de despacho a casi 1300 MW renovables en el MATER

“También se encuentran potenciales eólicos en dos zonas de Catamarca; siendo el área de mayor interés para el desarrollo de un parque eólico de 120 MW en San Martín; mientras que el Salar de Pipanaco es otra área de interés con importante disponibilidad de recurso eólico para la generación de energía (cerca de Parque Arauco, Aimogasta)”, complementó. 

“Sumado a que las empresas de extracción buscan sacar el litio de mayor PPM. Por lo que también se desarrolla un sistema para reutilizar el litio de baja PPM (50 a 300 partes por millón) en baterías de menor uso de PPM junto a otros elementos que se utilizan en esa tecnología. Esto hace que cuando se reutilice el litio, se prefiera el de Sudamérica y por tanto tendría otro valor”, añadió. 

La entrada CAMYEN prevé incursionar en energía geotérmica en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) publicó la nueva convocatoria del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), correspondiente al segundo trimestre del 2024. 

El segundo llamado del año tendrá entre 280 MW para asignación de prioridad de despacho plena (ver anexo) y poco más de 1754 MW bajo el mecanismo Referencial “A”  (ver anexo), que permite que los agentes inyecten energía con curtailment de hasta 8% hasta que se ejecuten las obras de transporte que permitan evitar las limitaciones, siempre y cuando se cumplan ciertos factores. 

El denominado “MATER Pleno” contará con 280 MW para exportar en el corredor integrado por Misiones, Noreste Argentino y el Litoral, dado que en aquellas zonas donde se observa un mayor factor de carga para parques eólicos o solares no tendrán capacidad adjudicable, tal como sucedió en pasadas oportunidades. 

Mientras que el mecanismo Ref “A”, sí tendrá potencia disponible para todos los corredores, puntualmente desde 1254 MW hasta 1754 MW, dependiendo si en algunos de ellos se adjudican proyectos eólicos o fotovoltaicos. Por lo que las características de los mismos se detallan a continuación: 

Exportación Comahue: 478 MW más 200 MW adicionales si éstos se tratan de plantas solares
Exportación Patagonia – Provincia de Buenos Aires: 101 MW + 200 MW si corresponde a proyectos solares
Exportación Centro – Cuyo – Noroeste Argentino: 200 MW más 100 MW si es tipo eólico
Misiones – NEA – Litoral: 475 MW

Cabe aclarar que, la información mencionada para ambos mecanismos del MATER es bajo la limitación 6 [MW] del Anexo 3.2 de CAMMESA. Es decir que, el resto limitaciones y puntos de interconexión sí contarán con más capacidad de transporte adjudicable, la mayoría en 132 kV. 

Aunque también CAMMESA informó que no publicará más puntos de interconexión (PDI) I que se encuentren en redes de media y baja tensión pertenecientes a un agente distribuidor, debiendo utilizarse un PDI relacionado con la estación transformadora de 132/66/33/13.2 kV vinculada/relacionada al nodo de conexión efectivo del generador, en el nivel de tensión correspondiente.

Por otro lado, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA nuevamente detalló diez obras de transmisión que entrarían en operación en los próximos meses y años. 

Para el Anexo 3.2 se consideran las siguientes obras:

Fecha probable para E/S

NOA

LÍNEA 132 KV NONOGASTA SOLAR – MALLIGASTA 2

1/12/2026

LÍNEA 132 KV CHAMICAL – RIOJA SUR

31/12/2026

LÍNEA 132KV SANTIAGO SUR – BANDERA

1/12/2026

ALTIPLANO 220kV

31/12/2026

CEN

LAT Villa Mercedes Sur – P.I. San Luis 132 kV

30/6/2026

LAT Maranzana II – Promaiz 132 kV

30/6/2026

CUY

DT Solar Ullum – COSTANERA SAN JUAN 132 kV

29/8/2025

ET Nueva San Juan Sur

31/12/2025

Segundo Transformador ET Nueva San Juan 500/132 kV 450 MVA

30/6/2026

DT Cruz de Piedra – Gran Mendoza 220kV

31/12/2024

¿Cómo sigue el proceso?

La fecha límite para solicitar prioridad de despacho es el viernes 26 de julio, tanto para los proyectos que busquen ingresar vía MATER Pleno como para aquellos que lo hagan bajo el mecanismo Referencial “A”, es decir con curtailment de hasta 8% hasta que se ejecuten las obras de transporte que permitan evitar las limitaciones.

En tanto que el miércoles 14 de agosto, CAMMESA informará los proyectos que requieran realizar un desempate (en caso que sea necesario por capacidad de transporte insuficiente), el cual se hará el martes 20 de dicho mes; mientras que la asignación de la prioridad de despacho se dará a conocer el viernes 23/8. 

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En el marco del último Future Energy Summit (FES) en el Caribe, Ricardo Estévez, gerente de desarrollo de proyectos renovables de EGE Haina, abordó los avances y desafíos en el desarrollo de energía eólica en República Dominicana, señalando que la empresa, pionera en el ámbito de la energía eólica con proyectos emblemáticos como el parque eólico Los Cocos, continuará apostando por esta tecnología.

«Actualmente, tenemos cinco concesiones eólicas que suman aproximadamente 250 MW y les doy la noticia que en los próximos meses estaremos iniciando nuestro quinto parque eólico, el parque eólico Esperanza, que esperamos tenerlo en línea para mediados o finales del próximo año», afirmó.

EGE Haina está decidida a expandir y diversificar su cartera de proyectos, sorprendiendo por su apuesta por la eólica luego de años de desarrollo con solar debido a obstáculos vinculados principalmente a los costos asociados.

«Una campaña de medición eólica cuesta probablemente cuatro veces más que una campaña solar. Para un parque eólico necesitamos al menos dos mástiles, lo que implica un costo ocho veces mayor que para un proyecto solar», explicó Estévez.

Además, durante el panel de debate en FES Caribe denominado «Las oportunidades de la energía eólica en la región», mencionó que la ubicación del recurso eólico suele estar en áreas remotas lejanas de subestaciones, lo que añade complejidad y costos adicionales en comparación con proyectos solares que están ubicados en muchos casos más cercanos a los centros de consumo.

El transporte de componentes es otro reto significativo que se desprende de aquello. Mientras que los componentes de un proyecto solar pueden ser transportados por la mayoría de las carreteras del país, el transporte de componentes eólicos requiere estudios de ruta costosos y acondicionamientos específicos. «En algunos casos, acondicionar la vía puede costar un 5 o 6% del costo total del proyecto», indicó Estévez. Sin embargo, enfatizó la importancia de la energía eólica para el país y la necesidad de encontrar soluciones inteligentes para superar estos desafíos.

Una de las estrategias de EGE Haina ha sido combinar proyectos solares y eólicos en un mismo sitio para hacer los proyectos más costo efectivos. «Donde vamos a desarrollar un proyecto solar, también desarrollamos un proyecto eólico. Así, aprovechamos la infraestructura existente, como subestaciones y líneas de transmisión, lo que nos permite reducir costos y superar algunos de los retos de transporte», comentó Estévez, deslizando que tal caso sería para el proyecto eólico Esperanza, a localizarse junto al parque solar Esperanza.

¿Qué otra solución podría haber para que la eólica mantenga un ritmo constante de crecimiento? Estévez se refirió a la necesidad de mecanismos de compensación para fomentar el desarrollo de proyectos eólicos. «En 2015, los proyectos solares recibían PPA mucho más altos que los eólicos, lo que incentivó su desarrollo. Ahora, la energía solar es más competitiva que la eólica y necesitamos reconsiderar esos mecanismos de compensación», dijo. Además, destacó que los proyectos eólicos pueden producir energía durante la noche, lo que complementa la matriz energética del país y justifica una reconsideración en los incentivos para estos proyectos.

Un último tema que puso en discusión en el marco de FES Caribe fue la importancia de actualizar la regulación para permitir proyectos eólicos de mayor capacidad, lo que facilitaría una economía de escala y precios más competitivos. «Actualmente, los proyectos eólicos no pueden superar los 50 MW, lo que limita nuestra capacidad de negociar con los fabricantes de turbinas y obtener mejores precios», concluyó Ricardo Estévez, gerente de desarrollo de proyectos renovables de EGE Haina.

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Los días 24 y 25 de junio, se llevó a cabo la Expo Energía Perú 2024, un evento donde representantes del sector público y privados analizaron la coyuntura del país y compartieron los desafíos y oportunidades de migrar hacia una matriz más limpia y sostenible.

En este marco, el Ing. César Butrón, presidente del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), junto a autoridades del  Ministerio de Energía y Minas (Minem), describió en qué estado se encuentra el sistema eléctrico peruano y proyectó escenarios probables con una mirada hacia el 2030.

«La proyección de la demanda de energía en el Perú crecerá ligeramente por encima del 3% de manera anual por los próximos tres o cuatro años por lo que se necesitaría entre 6,200 a 9,500 MW de capacidad de generación nueva. Sin embargo, hasta el momento, no hay ningún nuevo proyecto industrial grande que se sume al crecimiento de la demanda de más energía», afirmó Butrón.

Según el cronograma de proyectos de generación en cartera previstos hasta el 2027 presentado por el COES, existen 26 proyectos para producir 4,276 megavatios (Mw), con inversiones por US$5,749 millones, de los cuales, la mayoría se encuentran demorados. En este escenario, Burton aseguró que aun entrando en tiempo y forma, no alcanzar para abastecer la demanda proyectada en los próximos años.

De acuerdo al presidente del COES, si bien es necesario adicionar más energía renovable, la principal barrera que hay que superar para el desarrollo de los proyectos renovables es el acceso al financiamiento.

En este sentido, los efectos del último fenómeno de El Niño dejaron al descubierto que la energía hidroeléctrica no es suficiente para abastecer la demanda energética del país y que existe un fuerte déficit en la capacidad de producción eléctrica.

En efecto, Elvis Tello Ortiz, director general de electricidad del Minem, admitió que el 2023, ante el desplome en la producción hidroeléctrica por la sequía, se tuvo que optar centrales a diésel, lo cual elevó los costos marginales de la producción eléctrica en el Perú.  Estos treparon a US$200 por megavatio hora (Mw/h), cuando comúnmente oscilan los US$30 por Mw/h.

«Somos ampliamente dependientes de las fuentes hidráulicas y térmicas. La política energética no ha alcanzado la diversificación esperada […] Tuvimos un déficit hídrico en 2023 que hizo trabajar con más gas del habitual, pero tampoco alcanzó y se empezó a usar diésel», argumentó.

De esta forma, Tello Ortiz enfatizó en la necesidad de reducir la dependencia en combustibles fósiles promoviendo fuentes de energía no convencionales. Para ello, consideró que sería bueno avanzar en el proyecto de ley 28832 el cual vuelve más competitivas a las renovables.

Se trata de un proyecto de regulación que propone dos cambios fundamentales para el mercado eléctrico: separación de energía y potencia en los contratos de suministro  y el establecimiento de bloques horarios al estilo chileno.

En la actual ley se obliga a contratar potencia y energía de manera conjunta, lo que limita la participación de las centrales de generación solar. Por ello, este cambio permitiría la participación de todas las tecnologías de generación eléctrica en las licitaciones de suministro de las empresas distribuidoras.

«Estamos a casi 500 MW [en este momento] de empezar a despachar electricidad con diésel, y eso se puede intensificar con años secos (…) Hoy se busca mayor generación eficiente con competencia de energías neutras, aperturando la posibilidad para que las distribuidoras puedan realizar licitaciones de suministro de energía y potencia, ya se por separado o de forma conjunta», concluye.

La entrada César Butrón: «La demanda de energía en Perú crecerá el 3% anual por los próximos cuatro años» se publicó primero en Energía Estratégica.

La compañía líder en generación de energías renovables de Argentina, colocó su 14° Obligación Negociable Verde (ON) por un monto equivalente a US$ 60 millones, superando ampliamente su objetivo inicial de US$ 20 millones. En total, la compañía recibió ofertas por más de US$ 90 millones. De esta manera, los fondos recaudados serán destinados para impulsar distintos proyectos solares y eólicos.

La colocación de la ON dólar-linked Clase XLVI fue por el monto máximo del aviso de suscripción de US$60 millones. Esta ON cuenta con un cupón fijo del 2%, intereses pagaderos trimestrales y vencimiento en junio 2026. Fue emitida a un precio de 103.1%, lo que implica un rendimiento del 0.4%. La alta demanda por este instrumento en el mercado de capitales local llevó a declarar desierta la ON dólar hard Clase XLV. La nueva ON Clase XLVI se incorporará al panel de Bonos Sociales, Verdes y Sustentables (SVS) de ByMA, la bolsa de valores local que nuclea a los principales actores del mercado de capitales, siendo su decimocuarto instrumento con etiquetado verde.  

Destacamos que las órdenes superaron ampliamente el objetivo inicial de la compañía, con la mayoría de las ofertas provenientes de inversores privados e institucionales interesados en proyectos de infraestructura baja en carbono que promuevan el desarrollo equitativo y sostenible del país. Esta operación se realiza bajo la coordinación de Macro Securities como Organizador, mientras que Macro Securities S.A.U., BACS Banco de Crédito y Securitización S.A., Balanz Capital Valores S.A.U., Banco BBVA Argentina S.A., Banco de la Provincia de Buenos Aires, Banco de Servicios y Transacciones S.A., Banco Hipotecario S.A., Banco Mariva S.A., Banco Patagonia S.A., Banco Santander Argentina S.A., Facimex Valores S.A., Invertir en Bolsa S.A., Parakeet Capital S.A., Banco Supervielle S.A. y TPCG Valores S.A.U. actúan como Colocadores.

De esta manera Genneia sigue consolidando su liderazgo en finanzas sostenibles, habiendo emitido bonos verdes por más de US$ 800 millones de dólares en los mercados de capitales local e internacional. Todas sus emisiones con etiquetado verde se encuentran alineadas con su firme compromiso con el medio ambiente, reflejado en el desarrollo de numerosas iniciativas y buenas prácticas que contribuyen a combatir el cambio climático.

La entrada Genneia colocó exitosamente una nueva obligación negociable verde por 60 millones de dólares se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) se encuentra trabajando, de manera coordinada con el Ministerio de Minas y Energía (MINEM) y la Unidad de Planeación Minero – Energética (UPME) en la reglamentación de las comunidades energéticas en Colombia.

En efecto, días atrás, la CREG en su sesión No. 1322 del 13 de junio de 2024, aprobó someter a consulta pública el proyecto de resolución “Por la cual se armoniza la regulación para la integración de las comunidades energéticas al Sistema Energético Nacional y se dictan otras disposiciones”, por un término de quince 15 días hábiles, contados a partir del día siguiente a su publicación en el portal web de la CREG (19 de junio).

Proyecto_Resolución_CREG_701_051_2024

La consolidación de las comunidades energéticas genera mucha expectativa en el sector energético colombiano al ser una apuesta fundamental en el panorama de la transición energética en Colombia. Por ello, las autoridades regulatorias están trabajando en que este proyecto de resolución entre en vigencia en el menor tiempo posible.

En este marco, Luis Moreno, experto en Derecho Minero Energético y profesor universitario en regulación, analizó en detalle el proyecto de resolución y alertó en la necesidad de invertir en  redes de infraestructura  para ofrecer más capacidad de la red.

¿Qué opinión le merece este borrador de comunidades energéticas?

Años atrás, el concepto de comunidades energéticas se puso muy a la vanguardia y muchos pensaron que era necesario darle un marco legal y un régimen especial a estos grupos.

En 2023, el MINEM sacó un decreto para aclarar que las comunidades energéticas son autogeneradoras pero colectivas y que estas deben registrarse. En este sentido, las comunidades pueden hacer autoconsumo colectivo, pero también pueden hacer producción energías para comercializar lo cual es definido como generadores distribuidos.

En la resolución nueva del 2024 que está a consulta, la CREG busca definir las condiciones de prestación de servicio público en esas comunidades.  Establece que las comunidades se van a regir por la regulación existente de autogeneración de pequeña y gran escala y no les brinda un régimen especial.

Lo novedoso es que distingue las comunidades energéticas en el sistema interconectado nacional y distingue las comunidades energéticas en las zonas no interconectadas. A las comunidades étnicas y rurales las habilitan a comercializar energía a usuarios no regulados dentro de la comunidad. Los otros simplemente producen energía para sí mismos. Entonces no está claro si las comunidades que no son etnias o rurales pueden comercializar.

Además, cabe destacar que las comunidades étnicas y rurales si obtienen financiamiento del estado mientras que las otras no. Por ello, actualmente en Colombia, la mayoría son las étnicas y rurales.

En conclusión, esta resolución remite el régimen de las comunidades energéticas a lo que ya existe en cogeneración de pequeña y mediana escala y lo que ya existe en generación distribuida. Todo lo llevaron al régimen que ya conocemos y pienso que las comunidades energéticas deberían tener un régimen especial.

¿Y qué aspectos positivos identificas del proyecto de regulación?

Veo como buena señal que las comunidades que generan menos de 1 MW y menos que 5 MW van a tener un procedimiento más expedito de conexión. No obstante, hay que verificar que les alcance la capacidad de la red al momento de conectarse.

Estas redes no están preparadas para tantos intercambios de energía, habría que invertir en robustecer la infraestructura eléctrica para que estas comunidades energéticas no se frustren.

Por otro lado, estamos regulando la autogeneración remota, donde no necesariamente la planta de autogeneración debe estar en el punto de consumo, sino que también puede estar distante. Será muy interesante tener comunidades energéticas con plantas de generación distantes. Estimo que se verán mucho esas tendencias.

¿Existen casos de éxito de pares latinoamericanos para tomar como ejemplo?

No ha habido mucho desarrollo y las experiencias no han sido tan amplias en el contexto latinoamericano. Pocos países de la región han avanzado en la autogeneración colectiva. Las referencias que se tienen vienen de España.

Colombia es el más avanzado en esta materia: hay más de 2500 comunidades energéticas registradas en el Minem. Ojalá los comentarios del sector ayuden a avanzar en una regulación que impulse la actividad

La entrada Aseguran que el proyecto de resolución de comunidades energéticas no les brinda un régimen especial se publicó primero en Energía Estratégica.

Tongwei Solar, la primera empresa fotovoltaica del mundo en estar incluida en la lista Fortune Global 500, completó su debut perfecto en la Intersolar Europe y organizó la gran gala de “Shine on Munich (Luz Solar en Múnich)” para celebrar su éxito.

Durante la exposición, Tongwei presentó los módulos de series TNC-G12/G12R, que cuentan con numerosas ventajas, como alta eficiencia, bajo coeficiente de temperatura y mínima degradación.

Con las ventajas de control estricto de la calidad del material entrante, los módulos aplican las células solares desarrolladas y producidas por la propia empresa para las series TNC-G12/G12R, llevando a la industria a una era de alto rendimiento con calidad y eficiencia mejoradas.

Tongwei también publicó su Informe ESG 2023 titulado «Juntos para ganar» y obtuvo certificaciones de KIWA-PVEL, BSI y Fitch. El evento atrajo un gran interés por parte de los socios, lo que dio lugar a acuerdos de cooperación con clientes como Econergy, KP Solar Group SMLLC, Wattkraft, EEN y Nordic Sun & PTE.

En medio del entusiasmo por la Intersolar Europe y la Euro 2024, Tongwei organizó la gala de “Shine on Munich (Luz Solar en Múnich)”. La Sra. Liu Shuqi, presidenta y CEO de Tongwei, invitó a la leyenda del fútbol Massimo Ambrosini y a más de 200 clientes a asistir a la “Noche de Fútbol” de Tongwei, que combinó el deporte y la energía sostenible, creando una celebración memorable para honrar los avances en la industria fotovoltaica.

A lo largo del evento, la Sra. Liu Shuqi tuvo una interacción positiva con el Sr. Ambrosini y también expresó la visión de Tongwei a los invitados: «A medida que la gobernanza climática global se convierte en un consenso», comentó la Presidenta Liu, «Tongwei está comprometida a crear productos limpios, sostenibles y de alta calidad. Nos esforzamos por elaborar cada módulo con la misma dedicación y perseverancia que se ve en el campo de fútbol, donde innumerables esfuerzos y una visión a largo plazo conducen a grandes avances”.

El enfoque proactivo de Tongwei para promover soluciones energéticas sostenibles subraya su compromiso de impulsar la innovación global y establecer nuevos puntos de referencia en la industria fotovoltaica.

La entrada Lo más destacado de InterSolar Europe: Tongwei presenta los innovadores Módulos de la Serie G12 se publicó primero en Energía Estratégica.

Desde el 24 al 25 de julio, Miami será sede de la  20ª edición de RefriAmericas, el evento principal para la industria HVAC/R en América. Este año se reunirán más de 100 expositores, incluyendo portavoces de gigantes del sector como Daikin y Carrier para abordar los temas más imperiosos que afectan a la industria.

Algunos de ellos son: las últimas novedades y tecnologías para bajar emisiones y reducir el gasto y consumo energético; de qué manera se está actualizando la IA en HVAC/R y la sustentabilidad e innovación en los sistemas de enfriamiento para Data Centers.

En conversaciones con Energía Estratégica, Ana María Suárez, Marketing Manager de Latinpress Inc. y organizadora del evento destaca: “Se espera consolidar a RefriAméricas 2024 como un encuentro fundamental para que profesionales de la industria HVAC/R en América Latina actualicen sus conocimientos, exploren nuevas tecnologías y establezcan alianzas estratégicas”. 

“Buscamos superar la asistencia de ediciones anteriores, reflejando el creciente interés en la eficiencia energética y soluciones sostenibles en la región. Esperamos a más de 2,000 profesionales incluyendo ingenieros, instaladores, consultores, distribuidores y otros actores clave del sector, todos enfocados en mejorar sus conocimientos y ampliar su red de contactos”, agrega.

Según la experta, RefriAméricas aporta un valor significativo a la industria renovable mediante:

El impulso a la Eficiencia Energética: a través de sus conferencias y talleres, se proporcionarán estrategias y tecnologías avanzadas para mejorar la eficiencia energética, elemento esencial para proyectos de energía renovable.
La integración de Tecnologías Sostenibles: se presentarán innovaciones en climatización y refrigeración que son sostenibles y minimizan el impacto ambiental.
La optimización de Costos Operativos: se introducirán tecnologías que ayudan a las empresas a reducir costos operativos y aumentar su eficiencia, beneficiando directamente a los proyectos de energías renovables.

Atractivo de Latinoamérica para proyectos renovables

Además, Suárez afirma que Latinoamérica se presenta como una región altamente atractiva para la ejecución de proyectos renovables debido a:

Abundancia de Recursos Naturales: la región cuenta con vastos recursos solares, eólicos, hidroeléctricos y geotérmicos, posicionándola favorablemente para el desarrollo de energías renovables.
Políticas e incentivos gubernamentales: muchos países latinoamericanos están implementando políticas y programas de incentivos para fomentar el crecimiento de las energías renovables.
Crecimiento económico y demográfico: la creciente demanda de energía en la región está impulsando la necesidad de soluciones energéticas sostenibles y eficientes.

En efecto, por los mencionados factores, según un informe de Mordor Intelligence, en Latinoamérica, se espera que el mercado HVAC crezca a una tasa anual compuesta (CAGR) del 4.86% desde 2023 hasta 2028, alcanzando un valor de US$15.1 mil millones para el año 2028. 

En este contexto, Suarez concluye: “RefriAméricas 2024 no solo es un evento clave para la industria HVAC/R, sino que también desempeña un papel crucial en la promoción y adopción de tecnologías y prácticas sostenibles en toda América Latina y el Caribe. Ofrece una plataforma invaluable para la innovación, el aprendizaje y la colaboración en el camino hacia un futuro energético más verde y eficiente”.

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