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El sector energético peruano inicia el 2025 con una perspectiva optimista y ambiciosa. La reciente promulgación de la modificación a la Ley 28832, que fomenta la inversión en plantas renovables, promete impulsar significativamente la comercialización de energía sostenible. Antony Suarez, especialista en desarrollo de negocios en el sector, destaca que este año podrá marcar un hito para la transición energética en el país.

Actualmente, la generación en hora punta está dominada por un 60% de energía hidroeléctrica y un 25% de gas natural, mientras que las fuentes solar y eólica aportan un 6% cada una.

Sin embargo, tras la reforma eléctrica agentes del mercado buscarían que las centrales de Recursos Energéticos Renovables (RER) incrementen en hora punta, en su mayoría energía solar que podría duplicarse al 12% considerando proyectos que hay en los portafolios actualmente. ¿Se va a lograr?

«Sí. Es una meta alcanzable. Aunque creo que ayudaría más a la transición energética que los usuarios inviertan directamente en plantas solares, más que entrar a la comercialización de energía», opina el referente consultado, mientras añade que “el atractivo de la ley es que permite competir por zonas horarias y bloques, lo que brinda mayor certeza a los generadores para participar en licitaciones y concursos”, detalla.

Otro elemento clave de la reforma es la introducción de los servicios complementarios, que despojan a las plantas RER de la responsabilidad de ofrecer regulación de frecuencia e inercia. “El Estado asignó estas tareas a terceros proveedores de servicios complementarios. Esto permite que los inversionistas se concentren únicamente en producir energía. Es una modificación acertada que fortalece el horizonte para este 2025”, señala.

Contratos privados y autoconsumo en auge

El mercado de usuarios libres, compuesto por grandes consumidores como mineras e industriales, está jugando un papel crucial en esta transformación. De acuerdo con Suárez, «un 20% de clientes libres ya evalúan instalar plantas RER para autoconsumo».

Este modelo, que combina seguridad energética y ahorro, permite a las empresas reducir costos asociados a la potencia coincidente. “Tener una planta solar o eólica con almacenamiento reduce significativamente el pago por potencia coincidente, un aspecto que beneficia a las empresas, aunque representa un desafío para los generadores tradicionales”, explica.

Además, los costos marginales cercanos a cero de las plantas RER y el actual contexto hídrico favorable del país aumentan la competitividad de estas fuentes. Suárez subraya que, en años secos, la inversión en energías renovables será aún más atractiva, especialmente debido a los beneficios adicionales.

“La ley actual acelera el retorno de la inversión, tanto para generadores como para usuarios finales, lo que hace de este año una oportunidad sin precedentes para el sector”, asegura.

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Trina Storage, la división especializada en almacenamiento energético de Trina Solar, dijo presente en el mega evento Future Energy Summit (FES) Chile 2024 reunió a más de 500 ejecutivos del sector energético del Cono Sur, consolidándose como un espacio clave para la discusión de tendencias y tecnologías en la transición energética.

En un paso decisivo hacia la consolidación de las energías renovables en América Latina, Trina Storage ha asegurado contratos por casi 2 GWh en Chile y la región, marcando un hito en la transición energética. 

Según Luciano Silva, product manager de Trina Storage LAC, estos contratos reflejan un cambio de paradigma en el sector, donde las baterías no solo participan en el desplazamiento de energía, sino que se preparan para ofrecer servicios múltiples en un mercado cada vez más integrado.

“Es fundamental involucrarse para maximizar el valor de esta tecnología, capaz de entregar simultaneidad de servicio», sostuvo Silva frente un auditorio repleto de líderes del sector renovable de la región. 

“El desarrollo tecnológico es impresionante, y en 2025 veremos una profundización de estas tecnologías, que beneficiarán significativamente al sistema energético (…) Con casi 10 GWh declarados en construcción de baterías, vemos una avalancha de proyectos”, afirmó Silva, añadiendo que esta evolución impulsará también la reactivación del mercado fotovoltaico en conjunto con el almacenamiento.

El año 2024 fue clave para el desarrollo del almacenamiento energético en la región, dado que la consolidación de los proyectos BESS se produjo de la mano de una mayor estandarización y comoditización de las soluciones tecnológicas, con una creciente oferta de fabricantes de baterías que están redefiniendo las estructuras de precio y desempeño. 

Un ejemplo de este avance es el producto estrella de Trina Storage: Elementa 2, una solución que ofrece entre 4 MWh y 5 MWh de capacidad en un contenedor de 20 pies que redefine los estándares de densidad energética y eficiencia en proyectos Utility, 

También incorpora tecnologías avanzadas, como enfriadores multimodales, estructuras de transferencia y conducción de calor, topologías de flujo de tuberías y estrategias dinámicas de control de temperatura, características que optimizan el rendimiento y aseguran su confiabilidad en condiciones exigentes.

“Además, el 2024 dejó de manifiesto que la tecnología, proveedores y estado de la transición energética, permite ver el sueño de una planta solar despachable con baterías, impensado tiempo atrás. Y desde Trina estamos preparados para atender los requerimientos de los clientes en la solución solar completa con módulos fotovoltaicos, trackers y baterías de fabricación propia”, 

Silva resaltó que la clave del éxito de estas soluciones radica en el control de la fabricación de las celdas, un aspecto crucial para garantizar un mejor desempeño. Avances tecnológicos que no sólo se traducen en mejoras en densidad energética, sino también en una mayor vida útil de las baterías, aspectos que fortalecen la competitividad y la rentabilidad de los proyectos en el largo plazo. 

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El proyecto de ley para ampliar la cobertura del subsidio energético a 4,7 millones de usuarios en Chile, que fue presentado por el Poder Ejecutivo de Chile y aún se debate en el Congreso, continúa generando preocupación en el sector energético del país. 

La consultora Valgesta Nueva Energía planteó que la iniciativa, tal cual está propuesta actualmente, traerá serios problemas de diseño económico, constitucionalidad y consecuencias no evaluadas que podrían alterar profundamente el sistema eléctrico del país.

“El actual proyecto de ley de subsidios lapidaría el proceso de licitación de suministro para clientes regulados, traduciéndose en un aumento de las tarifas para los clientes residenciales”, subrayó Ramón Galaz, director ejecutivo de la consultora. 

¿Por qué? El gobierno prevé asignar, de forma transitoria, parte de la demanda regulada a los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) para abastecer a una bolsa a precio preferente para clientes de las micro, pequeñas y medianas empresas (MyPyMEs) y operadores de servicios sanitarios rurales que cumplan con los requisitos objetivos de focalización. 

La propuesta establece un techo anual de 500 GWh/año de la totalidad de inyecciones PMGD que podrían ser destinadas a ese mecanismo. Techo anual que desde la consultora apuntaron podría ser “insuficiente” para cubrir la demanda de beneficiarios objetivo.

“La propuesta diluye los contratos regulados existentes, los cuales surgieron de un proceso de licitación que el propio Estado llevó a cabo. Por lo que la propuesta del gobierno rompe el esquema de licitaciones de suministro que ha sido motor exitoso de inversiones en el sector”, subrayó. 

“Y es altamente probable que las próximas licitaciones tengan escasa competencia, se vean aumento de precios y vaya en contra de los clientes finales”, sentenció durante su presentación en la Comisión de Minería y Energía del Senado. 

Incluso, la Comisión Nacional de Energía (CNE) ya informó que, de aprobarse la ley de subsidios, los contratos ya firmados tendrán un porcentaje de suministro menor y que a, mediano plazo, las necesidades de nuevos contratos se verán ajustadas a la demanda, lo que podría implicar una merma en la cantidad de energía a licitar.

A eso de debe añadir que la CNE recientemente redujo los volúmenes de energía a subastar en las próximas licitaciones de suministro (2000 GWh a 1600 GWh en 2025), producto de la rebaja del límite de potencia para optar a la condición de cliente libre y la definición de definición de comunas en transición energética (Tocopilla, Mejillones, Huasco, Puchuncaví, Quintero y Coronel). 

Otro punto crítico que remarcaron desde Valgesta está vinculado con la constitucionalidad del cargo FET (Fondo de Estabilización de Tarifa), que prevé aportes provenientes de los PMGD para financiar los subsidios hasta el año 2027, con posterior cargo de compensación en caso de que alargue a partir del 2028. 

Para Galaz, el mecanismo planteado por el gobierno “actúa como un impuesto encubierto, lo que está prohibido por la Constitución chilena, violando principios de no confiscatoria y no afectación establecidos en la Constitución”. 

Y que el financiamiento en realidad debería surgir de recursos del Estado mediante impuestos generales y no a través de impuestos específicos que afectan a determinados sectores. Hecho que pondría en riesgo la estabilidad regulatoria de largo plazo.

“Se desvirtúa el mandato de estabilizar los precios y al cambiar las reglas de juego expropiando rentas legítimas conforme a la legislación vigente, se genera incertidumbre legal, afectando la percepción de riesgo regulatorio”, manifestó el director ejecutivo de Valgesta. 

“Si bien el Poder Ejecutivo estima la existencia de sobre renta en el segmento PMGD, ésta debiera ser solucionada mediante mecanismos de mercado y no distorsionadores como el propuesta en el proyecto de ley”, concluyó. 

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La amenaza de nuevos aranceles por parte de Donald Trump plantea desafíos significativos al mercado mexicano. Con una fuerte dependencia de las importaciones y exportaciones energéticas, y un contexto global incierto, México enfrenta la necesidad de ajustar su estrategia política y comercial para minimizar riesgos.

«México estará a la espera de ver qué sucede en el contexto global, de ver qué quiere y qué puede lograr Estados Unidos y China, para entonces poder determinar de qué manera puede jugar y tratar de evitar los impactos negativos para este país, para México», señala Carlos Flores, analista del sector energético norteamericano.

Hasta tanto haya mayor claridad de cómo se implementen las medidas arancelarias, Flores evalúa distintos escenarios de impacto en el sector energético. En conversación con Energía Estratégica, asegura:

«El problema sería si es que ese arancel incluye también al petróleo, recordemos que México exporta crudo a USA para después importar productos terminados. En ese caso, México tendría gasolinas y demás combustibles más costosos».

Actualmente, México carece de la infraestructura necesaria para procesar todo el crudo que produce. Según el analista consultado, «México no tiene la capacidad de procesar, por sí mismo, todo el crudo que produce, ni hay en la región algún otro país donde pueda hacer ese proceso de manera competitiva», lo que deja al país vulnerable ante posibles restricciones comerciales o aumentos en los costos.

La interdependencia energética entre ambos países también se refleja en el sector eléctrico. Existen once interconexiones eléctricas en la frontera México-Estados Unidos, la mayoría de ellas diseñadas para exportar electricidad hacia California y Texas, los dos estados con mayor demanda energética. Carlos Flores aclara que estas infraestructuras están diseñadas principalmente para la exportación a estos mercados estadounidenses.

«Esperar un cierre, un importe a las exportaciones de México-Estados Unidos, porque el flujo eléctrico es de aquí para allá en su enorme mayoría, aunque está diseñado para ser bidireccional, en su mayoría están hechas para exportar a aquellos dos mercados. Entonces, pensar que pudiera haber un parón o recorte a esa infraestructura, no lo creo, no lo veo, porque Estados Unidos se quedaría sin un pedacito de insumo eléctrico que necesita», explica.

En cuanto al gas natural, el flujo mayoritario ocurre de norte a sur, es decir, de Estados Unidos hacia México. Por lo que Flores considera improbable que una orden presidencial detenga estas exportaciones.

«En Estados Unidos no hay empresas públicas, son empresas privadas. Y esas empresas privadas, pues, ya han firmado su negocio si tienen una orden presidencial de dejar de exportar hacia México no creo que vaya a pasar. Es decirles a las empresas privadas, a las empresas exportadoras, productoras y exportadoras de gas, que dejen de hacer su negocio», detalla.

Sin embargo, destaca que cualquier interrupción en el suministro de gas natural tendría repercusiones importantes en México. «Tendría un impacto bastante negativo para sus resultados económicos, financieros. Y por ende, no creo que se vaya aquí», señala.

Panorama local para energías renovables y nearshoring 

Otro aspecto clave es el impacto potencial en las inversiones derivadas del nearshoring, una estrategia que se vio fortalecida durante la administración previa de Trump, cuando los aranceles a China beneficiaron indirectamente a México. Sin embargo, el referente consultado explica que el país no aprovechó completamente esa oportunidad.

«La imposición del 25% de aranceles a productos importados desde México depende de lo que haga también junto con China o a la par con China», comenta. «En la administración anterior de Donald Trump también hubo algo así, hubo una situación similar en la cual hubo aranceles a productos chinos y eso fue precisamente lo que desencadenó la primera ola de nearshoring a México», añade.

Sobre las inversiones en el país, el analista observa: «Lo que yo he visto en términos de inversiones en los próximos años, y no hablo solamente de energía, hablo de cualquier sector, inversión privada, extranjera en México, tiene dos características. Una ha sido pequeña, por no decir mínima, y segundo, ha venido a la baja».

Respecto a las energías renovables, Carlos Flores destaca que la política de Trump de priorizar la producción petrolera podría ralentizar el avance de estas tecnologías a nivel global. «Dice Donald Trump que va a maximizar la producción con el objetivo de producir 3 millones de barriles diarios. Hay que entender cuál sería el efecto de eso. La mayor producción para una misma demanda es un menor precio, y a quien se está afectando ahí es al productor. El productor sí, a lo mejor va a tener más, pero va a vender a menor precio, y esas no son las condiciones ideales que prefieren los productores», explica.

Para México, Flores observa un panorama menos complicado en términos de renovables. «Es cierto que la mayoría de los parques, tanto eólicos como solares, y ahora también de almacenamiento que se empiezan a hacer en México, pues también tienen producto chino, pero no veo que haya una manera legal ni fiscal en la que Estados Unidos pueda entrometerse a las importaciones que hace México desde China para los proyectos que se construyen en México», puntualiza.

Ahora bien, añade usando una analogía con el sector automotriz que «si se importa desde China a México y en México se ensambla y se exporta a Estados Unidos un producto terminado, como ser un vehículo ya terminado, ahí sí Donald Trump ha dado mensajes de intentar frenar esta situación, pero en el sector energético, tanto hidrocarburos como electricidad, no veo que esa misma situación se pueda dar».

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Seraphim, empresa fabricante de módulos fotovoltaicos, anunció que dará un paso más como proveedor del sector energético ampliando su cartera a otros productos. En el marco del Future Energy Summit Southern Cone (FES Southern Cone), Giuseppe Benedetto, gerente de ventas para Chile, destacó que para lograrlo han sellado una alianza estratégica con CRRC Ziyang Co., Ltd.

«Hoy podemos entregar al cliente no solamente paneles solares, sino también inversores, sistemas de almacenamiento de energía y Power Conversion Systems (PCS)», precisó Benedetto.

Con más de 13 años en la industria y una capacidad de producción anual de 13 GW en módulos, Seraphim ha mantenido su posición como fabricante Tier One durante la última década. La reciente asociación con CRRC, les permitirá brindar soluciones integrales a sus clientes en la región en el corto plazo.

«CRRC no es ajena a las necesidades de Chile; ellos instalaron los trenes Santiago-Chillán en 2022, lo que demuestra su conocimiento de nuestras políticas y cultura», añadió Benedetto, subrayando que esa expertiese se podrá aplicar para su expansión en el sector energético chileno.

Citando cifras compartidas por Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), Benedetto observó que Chile enfrenta un problema crítico de vertimiento energético, estimado entre 4.5 y 5 TWh al año. Para mitigar estas pérdidas, Seraphim y CRRC estarían trabajando en sistemas de almacenamiento de energía (BESS) adaptados a las necesidades del país. «Buscamos que parte de la energía que no puede inyectarse a la red se almacene y se utilice en otro momento», detalla el ejecutivo. Un detalle no menor destacado por Benedetto es que CRRC lidera el ranking en China en sistemas de almacenamiento.

En este contexto, Seraphim se estaría posicionando como un proveedor de soluciones integrales. «Nosotros nos estamos acercando básicamente a lograr llevar un proyecto ya casi llave en mano. Tratamos de que todos los productos estén dentro de la misma columna vertebral integrados», enfatizó Benedetto.

Aunque la empresa ampliará su cartera a inversores, baterías y PCS, no dejará de continuar innovando en tecnología fotovoltaica. De acuerdo con el gerente de ventas para Chile de Seraphim, un componente clave del portafolio para este mercado es el panel solar flexible de 410 W que han desarrollado para la generación distribuida. Este producto, diseñado para satisfacer las necesidades del mercado chileno, tiene una eficiencia de 20.71%, pesa apenas 6 kg y soporta un ángulo de curvatura de 30 grados. «Este panel es ideal para techos curvos o estructuras que no permiten sobredimensionamiento», explicó Benedetto. Además, cuenta con una garantía de 25 años sobre la potencia de salida, lo que lo convierte en una solución robusta y confiable.

El aumento de tarifas eléctricas, que ya alcanza un 60% en los clientes regulados este año, está impulsando la demanda de soluciones de autoconsumo y netbilling. «Muchos clientes buscan reducir sus costos energéticos, y este panel permite llevar generación solar a lugares donde antes era imposible», anticipó Benedetto. Entre los casos de éxito, menciona la instalación de este tipo de paneles flexibles en los mástiles de aerogeneradores en China, con el objetivo de implementar estrategias de peak shaving.

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Ginlong Technologies (Solis) se enorgullece en anunciar su reconocimiento con un Premio Especial en los Power Innovation Awards 2024, uno de los galardones más prestigiosos de la industria energética en China. Este premio fue otorgado por el papel fundamental de Solis en el proyecto “Tecnologías Clave y Aplicaciones de Ingeniería para la Sinergia de Almacenamiento Fotovoltaico Distribuido a Gran Escala, Carga e Interacción con la Red.”

Los Power Innovation Awards, organizados por el Consejo de Electricidad de China, reconocen a los pioneros que impulsan los avances tecnológicos y la innovación en el sector energético. El logro de Solis destaca su liderazgo en la industria y su compromiso inquebrantable con impulsar el futuro a través de la investigación y el desarrollo de vanguardia.

El equipo de I+D de Solis, designado como un equipo clave de innovación en la provincia de Zhejiang, está compuesto por profesionales experimentados con más de una década de experiencia en investigación tecnológica y diseño de ingeniería de inversores. Sobre esta sólida base, la empresa ha logrado avances notables en apoyo a la estrategia china de “Doble Carbono,” promoviendo la transición energética verde del país mediante investigación independiente, innovación de productos y soluciones de ingeniería de última generación.

Este año, Solis consolidó su liderazgo global en el mercado de energías renovables con sus inversores string monofásicos para uso residencial, que se posicionaron como líderes en participación de mercado a nivel mundial. De cara al futuro, Solis está comprometido con la exploración de tecnologías innovadoras y con la expansión de sus logros en electrónica de potencia para abordar las necesidades en constante evolución del sector de energías renovables.

Acerca de Ginlong (Solis)

Ginlong (Solis) (código bursátil: 300763.SZ) es el tercer mayor fabricante mundial de inversores fotovoltaicos, especializado en soluciones de almacenamiento de energía y sistemas solares para aplicaciones residenciales, comerciales y a escala de servicios públicos.

Desde su fundación en 2005, Solis ha construido una sólida reputación por ofrecer soluciones energéticas innovadoras, confiables y sostenibles, respaldadas por tecnología avanzada y asociaciones con instituciones financieras líderes. Guiados por su compromiso con un futuro más verde y limpio, Solis continúa empoderando a las comunidades globales con sistemas de energía renovable de alto rendimiento.

Para más información, por favor visite www.solisinverters.com.

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MSU Green Energy amplía la generación de energía renovable en el sistema eléctrico nacional. La compañía puso en marcha el parque solar La Corzuela en la localidad de Pinedo en la provincia de Chaco.

Este parque es el primer proyecto del programa RenMDI en entrar en operación en Argentina. El programa, establecido con el objetivo de diversificar la matriz energética nacional de acuerdo con los lineamientos de la Ley 27.191 de Fomento de Fuentes Renovables, marca un paso importante en la transición energética del país.

El Parque Solar La Corzuela I, que entró en operación comercial, tiene una capacidad instalada de 15 MW y constituye un claro ejemplo del crecimiento de las energías renovables en la región. La energía generada abastecerá a más de 12.000 hogares, brindando a las familias argentinas una alternativa más ecológica y sustentable para el consumo eléctrico ya que reducirá significativamente la necesidad de motores de generación en la región.

“Hoy celebramos un paso trascendental en nuestra misión de contribuir al desarrollo de un modelo energético más sostenible para Argentina. La puesta en marcha de La Corzuela no solo marca el primer proyecto RenMDI que entra en operación en el pais, sino que también demuestra nuestro compromiso con la energía limpia y la sustentabilidad. Este parque solar es un claro ejemplo de cómo las energías renovables pueden transformar tanto las comunidades locales como el panorama energético de todo un país.”, señala Manuel Santos Uribelarrea, Fundador y CEO de MSU

La entrada en operación de La Corzuela no solo es un avance para el sector de las energías renovables en Argentina, sino que también refuerza el compromiso de MSU Green Energy con la sostenibilidad y la transición energética.

MSU Green Energy lidera el sector de energía solar con inversiones de más de 650 millones de dólares para generar 665MW en energía verde en 11 parques solares. Los nuevos proyectos en diferentes partes del país buscan fortalecer la infraestructura energética y contribuir a la transición hacia fuentes de energía más sostenibles.

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H2 Perú y la Embajada Británica en Lima presentaron su Propuesta de Reglamento para la Ley de Fomento del Hidrogeno Verde marcando un hito en el camino hacia un Perú más sostenible. El evento de lanzamiento reunió a más de 100 representantes del sector público, privado, la academia y la banca multilateral.

La elaboración del documento, que fue encomendada a la Unidad de Tecnologías del Hidrógeno de la Pontificia Universidad Católica de Chile, refleja 4,500 horas de trabajo con entrevistas a más de 40 actores clave y aporta grandes hallazgos para impulsar todo el ecosistema del hidrógeno en el mercado peruano.

En líneas generales, la propuesta (ver al pie de la nota) aborda toda la cadena de valor del hidrógeno y sus derivados, garantizando su compatibilidad con el marco regulatorio peruano. Con 12 títulos normativos, detalla regulaciones para la producción, almacenamiento, transporte y uso del hidrogeno, destacando la importancia de la certificación y exportación. Este esfuerzo también subraya la necesidad de incentivos económicos y ajustes legales para posicionar al hidrogeno verde como un pilar clave en la transición energética del país.

Principales aportes del reglamento

La Ley N° 31992 de Fomento del Hidrógeno Verde establece la intención de otorgar beneficios económicos y tributarios para la investigación, producción, transformación, transporte, comercialización, exportación y uso del hidrógeno verde. Sin embargo, la ley no especifica cuáles serían estos beneficios o exoneraciones tributarias.

Según advierte el documento de h2 Perú y la embajada británica en Lima, la implementación de estos beneficios requiere una norma de rango legal, como una ley o un decreto legislativo, ya que una reglamentación no puede establecer exoneraciones o beneficios tributarios directos.
No obstante, el documento menciona beneficios tributarios ya existentes para energías renovables, que podrían ser aplicados al hidrógeno verde mediante una modificación de la ley actual o una nueva ley, como ser la depreciación acelerada para vehículos híbridos o eléctricos, depreciación acelerada del 20% para maquinarias y equipos de generación de energía eléctrica a base de recursos renovables y el Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) del 10% para vehículos que usen gas o sean híbridos o eléctricos; exoneración del ISC para vehículos nuevos con estas características.

Pero aquello no sería todo. La propuesta de h2 Perú y la embajada británica en Lima explora incentivos no tributarios basados en evidencia internacional, que incluyen desde elaborar una estrategia de hidrógeno o incluirlo en políticas de estado para coordinar actores y atraer inversión, guías de buenas prácticas, atracción de apoyo de bancos multilaterales y cooperación bilateral para financiamiento y asistencia técnica, así como reducción de riesgos para la inversión, establecer cuotas para el uso de hidrógeno en sectores como transporte, industria o sector eléctrico; y subsidios, deuda concesional y garantías financieras de otros países para proyectos locales.

¿Quiénes podrían acceder a aquellos beneficios? La propuesta de reglamentación clasifica a los proyectos de hidrógeno según su capacidad de producción, transporte o almacenamiento en las siguientes categorías:

• Proyectos de Menor Escala: Producción o transporte que no supere los 2500 Nm3/hr, o almacenamiento menor a 500 kg. Estos proyectos requieren un Informe Técnico de Seguridad con aprobación automática y fiscalización posterior.
• Proyectos de Mediana Escala: Proyectos con capacidad entre 2500 y 4000 Nm3/hr en producción o transporte, o almacenamiento entre 500 y 5000 kg. Estos proyectos requieren una Autorización de Operación emitida por el MINEM.
• Proyectos a Gran Escala: Producción o transporte que supere los 4000 Nm3/hr, o almacenamiento mayor a 5000 kg. Estos proyectos requieren una Autorización de Operación y una Certificación de Conformidad emitida por OSINERGMIN.
• Proyectos Especiales: Aquellos que incorporan tecnologías o procesos no definidos en el reglamento, ya sea por actualización tecnológica o diferencias en sus unidades de proceso.

La visión de H2 Perú

Fernando Maceda, gerente general de H2 Perú, en conversación con Energía Estratégica resaltó el impacto potencial de esta propuesta y los pasos necesarios para su implementación. “En Perú, el hidrogeno todavía está en una etapa temprana, pero tenemos una gran oportunidad. Desde H2 Perú, impulsamos en 2022 una ley de promoción del hidrogeno que socializamos con el Ejecutivo y Legislativo. Ahora, con esta propuesta de reglamento, queremos apoyar a las autoridades para desarrollar un marco regulatorio que permita impulsar esta industria”, afirmó.

Aunque representantes del Ministerio de Energía y Minas recibieron formalmente el documento, Maceda indicó que se están enviando cartas a otros ministerios, como los de Producción, Transportes y Comunicaciones, Relaciones Exteriores y Comercio Exterior, solicitando reuniones para explicar la estructura del reglamento. “Las autoridades ya superaron los 180 días que tenían para presentar una propuesta oficial, pero esperamos que pronto se socialice con los distintos actores del ecosistema peruano”, agregó.

Maceda también destacó la identificación de tres posibles hubs de hidrogeno verde en Perú, incluyendo Arequipa, que podría convertirse en un nodo clave para sincronizar oferta y demanda. “Aunque el marco normativo aplica a todo el país, algunas regiones como Arequipa ya han dado pasos adelante con ordenanzas municipales que priorizan el hidrogeno. Ahora buscamos conversar con actores regionales para determinar la infraestructura necesaria para el uso local y la exportación”, señaló.

Según el gerente general de H2 Perú, en el país hay al menos cuatro proyectos anunciados, dos de ellos en Arequipa, otro al sur de Lima y uno más en una cementera. “En H2 Perú tenemos un comité técnico que trabaja en desarrollar conocimiento e impulsar proyectos. Es clave pasar de ideas a conceptos y colaborar para probar tecnologías, entender su funcionamiento y desarrollar capacidades en el recurso humano”, explicó.

Finalmente, subrayó la importancia de los proyectos piloto para demostrar la viabilidad técnica y económica de estas tecnologías. “Estamos evaluando su aplicación en sectores como minería y cementeras, y colaborando con nuestros miembros para desarrollar iniciativas que generen impacto”, concluyó.

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La reciente orden ejecutiva firmada por Donald Trump, titulada «Liberando la Energía Americana«, establece un marco político centrado en los combustibles fósiles y en la eliminación de restricciones regulatorias que, según el texto, «han sofocado el crecimiento de la independencia energética estadounidense».

Este cambio de rumbo plantea dudas y retos para el sector renovable, especialmente en Puerto Rico, según Javier Rúa-Jovet, director de políticas públicas de la Asociación de Almacenamiento de Energía y Solar de Puerto Rico (SESA).

“Es un cambio de visión evidente, muy diferente al gobierno anterior de Biden. La orden ejecutiva no menciona la energía solar ni positiva ni negativamente, pero plantea una clara inclinación hacia las fuentes fósiles”, destacó Rúa-Jovet. A pesar de ello, el directivo subraya que mediante ordenes ejecutivas no se pueden invalidar las leyes existentes, como el Inflation Reduction Act (IRA), que continúa promoviendo incentivos para el desarrollo de energías limpias y manufactura local.

La orden ejecutiva instruye a las agencias federales a priorizar el desarrollo de infraestructuras fósiles y a replantear el liderazgo estadounidense en minerales raros. Según el referente de SESA, “estos minerales son críticos para las baterías, lo que podría resultar positivo para el sector de almacenamiento de energía”. Sin embargo, el impacto general para las renovables dependerá de cómo se implementen estas disposiciones en el tiempo.

Contradicciones y posicionamiento local 

La política proteccionista que promueve Trump, incluyendo posibles aranceles sobre productos importados, podría tener efectos contradictorios. “Muchos materiales fotovoltaicos provienen de China, y el sector fotovoltaico podría ser uno de los más afectados”, señaló Rúa-Jovet, haciendo alusión a las restricciones comerciales propuestas en la orden ejecutiva.

Esto genera tensiones con iniciativas previas del IRA, que incentivaban la manufactura local de productos fotovoltaicos mediante subsidios. “Es contradictorio plantear políticas nacionalistas y, al mismo tiempo, atacar medidas proteccionistas que fomentaban la manufactura local”, explicó en entrevista con Energía Estratégica.

A nivel local, el impacto político de esta nueva directriz también dependerá de cómo Jennifer González, gobernadora electa de Puerto Rico, adapte su administración a este enfoque. De acuerdo con Rúa-Jovet, González “no es antirrenovable”, pero alinea su visión con las prioridades fósiles del presidente. Aun así, mantiene un enfoque pragmático: “Ella entiende que los renovables son parte de la solución para evitar apagones y garantizar la estabilidad energética”, añade.

En su paso por el Congreso de los Estados Unidos cuando fungió como comisionada residente de Puerto Rico, Gonzáles se ha pronunciado a favor de la medición neta y el apoyo a plantas virtuales, mostrando una postura conciliadora entre las renovables y la seguridad energética. Este enfoque podría ser clave para evitar retrocesos en la transición energética del archipiélago.

Para el director de políticas públicas de SESA, la narrativa renovable debe evolucionar frente a este nuevo escenario. “En el pasado, el discurso se centraba en el cambio climático. Hoy debemos pivotar hacia narrativas de independencia energética, costos y competencia”, afirma. Según el directivo, las tecnologías de almacenamiento, como las baterías, ya pueden competir con las fósiles en términos de capacidad y confiabilidad.

En el ámbito legislativo y judicial, Rúa-Jovet anticipa desafíos. La orden ejecutiva podría generar litigios federales relacionados con el IRA, especialmente en proyectos que ya cuentan con beneficios aprobados.

“Eso puede dar pie a muchos litigios en la judicial federal, porque hay acuerdos en diferentes etapas. Yo te diría que hay algunos desembolsos de dinero o beneficios contributivos bajo el IRA a diferentes actores”, advirtió.

Visto aquello, desde la Asociación de Almacenamiento de Energía y Solar de Puerto Rico (SESA) anticipan un cabildeo activo tanto a nivel local como federal:

“Como SESA pronto estaremos yendo a Washington a hacer nuestras campañas de educación a legisladores republicanos para plantear nuestra visión del mundo. Y sin duda hay una fuerza y una visión ideológica fuerte, nueva, evidente, y van a haber unos procesos legislativos asociados a eso, pero no creo que vaya a ser súper fácil cambiar las cosas que se han hecho”, concluyó.

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Black & Veatch, la reconocida firma estadounidense con más de 469 GW de experiencia en proyectos de generación de energía renovable y convencional, reafirmó su plan de negocios en Latinoamérica.

Con oficinas ya establecidas en Chile, Perú y México, la compañía identifica a la región como un mercado emergente de gran potencial, de modo que busca seguir expandiéndose tanto en el rubro de la minería como en proyectos energéticos de distintas escalas. 

“No solo trabajamos en grandes proyectos, sino que lo hacemos con empresas pequeñas y medianas, adaptando las soluciones a la medida de los clientes”, sostuvo Ángela Castillo, gerenta de Desarrollo de Negocios de Black & Veatch. 

“Últimamente estamos trabajando en la región en muchos proyectos de almacenamiento, especialmente en ingeniería y diseño de parques solares y eólicos”, destacó  durante una entrevista en el evento Future Energy Summit (FES) Southern Cone.

Además, la compañía ha intensificado su enfoque en tecnologías como el hidrógeno verde, posicionándose como un referente global en la transición energética, considerando que ya posee experiencia en la materia, dado que se encuentra en la fase final de construcción de uno de los mayores proyectos de H2V del mundo. 

El mismo se trata de un EPC de 220 MW en el hub ACES (Advanced Clean Energy Storage) que se ubica en la ciudad de Delta, estado de Utah (Estados Unidos) por el cual están asociados con Mitsubishi Power Americas y que está destinado a producir 100 toneladas métricas al día de hidrógeno, a ser almacenadas en cavernas de sal. 

A esto se suma el desarrollo de 340 MW en electrólisis distribuidos en Estados Unidos y algunos puntos de Europa, ayudarían a duplicar la capacidad de electrólisis renovable instalada en el mundo. 

Mientras que en el contexto latinoamericano, Black & Veatch enfrenta un panorama diferente. Aunque aún no se construyen grandes proyectos de hidrógeno verde, sí desempeña un papel clave en las fases iniciales de varios desarrollos dada su vasta experiencia en EPCM (ingeniería, Procurement y Gestión de la Construcción) y etapas preliminares.

“Estas fases mencionadas se dan mayormente en la región de Latinoamérica, apoyando las primeras etapas de proyectos pilotos, prefactibilidad y factibilidad, vitales para que proyectos de gran envergadura obtengan el financiamiento y finalmente vean la luz”, subrayó Castillo. 

Ya de cara al presente año 2025, la empresa planea fortalecer aún más su liderazgo en Latinoamérica, con un objetivo centrado en la expansión del mercado y respaldar los objetivos de carbono neutralidad y sostenibilidad en la región.

“Es fundamental trabajar en la transición energética, apoyar la descarbonización de la matriz para conseguir las metas de carbono neutralidad“, insistió la gerenta de Desarrollo de Negocios de Black & Veatch en el marco de la cumbre de Future Energy Summit que se celebró en la ciudad de Santiago, Chile.

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Guatemala se prepara para la Licitación PEG-5, aquella que promete ser la más grande y sostenible de la historia, al requerir en el orden de 1200 MW o más (a definirse en las bases) provenientes de fuentes bajas en carbono.  

Según anticipan los Términos de Referencia (TDR) aprobados por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), se podrá competir por contratos de Diferencia con Curva de Carga, Opción de Compra de Energía y Energía Generada, de hasta 15 años para centrales nuevas y de hasta 5 años consecutivos para centrales existentes. 

Aquello ha despertado el interés de diversos actores del mercado, quienes observan retos y oportunidades alrededor de este proceso competitivo que se espera que sea lanzado durante este año 2025 para cubrir los requerimientos de las distribuidoras reguladas (el 60% del total de la  demanda nacional) a partir del 2030. 

El ingeniero José Germán Obiols Noval, director de Industria Energética Asociada (IEA), considera que este proceso representa un esfuerzo integral y ambicioso que destaca por incorporar tanto tecnologías renovables como generación termoeléctrica, equilibrando confiabilidad con reducción de emisiones. 

“En términos generales, la PEG-5 busca establecer las bases de un sistema energético más  robusto, eficiente y sostenible. Su diseño promueve una participación más equilibrada de plantas existentes y nuevas, optimizando costos y mitigando riesgos sociales asociados con proyectos de gran escala”, valoró el referente de la IEA. 

Dicho aquello, su balance preliminar es positivo, pero el ingeniero Obiols Noval observa que su éxito dependerá de una implementación efectiva y del fortalecimiento de la red de transmisión, aspecto crítico para soportar el crecimiento  proyectado. 

Para una competencia óptima entre tecnologías, el director del gremio que representa a los generadores termoeléctricos de Guatemala puso a consideración que la confiabilidad y estabilidad que brindan sus asociados en escenarios  de alta demanda o baja disponibilidad de renovables debe contemplarse además de la complementariedad de sistemas de almacenamiento que brindan a las renovables variables.

De allí, sería fundamental diseñar bloques que permitan la competencia en términos de  desarrollo, costos y confiabilidad, garantizando que ninguna tecnología quede en  desventaja, así como diseñar mecanismos de contratación que prioricen la flexibilidad y permitan a las renovables con almacenamiento competir  eficazmente con las térmicas.  

¿Qué mejoras se pudieran implementar? A partir de la experiencia de la Licitación PEG-4, el portavoz de la IEA, identifica varias áreas clave para fortalecer el  mecanismo de adjudicación y asegurar mejores resultados. En exclusiva para Energía Estratégica, se refirió a: 

∙ Fortalecer la confiabilidad del sistema mediante una mayor diversificación tecnológica: Es  fundamental garantizar que la competencia incluya tanto plantas existentes como nuevas.  Esto permite aprovechar la capacidad instalada que puede suministrar energía de forma  inmediata, reduciendo el riesgo de desabastecimiento a corto plazo, evitando que sigan  desinstalándose plantas existentes eficientes y por ende necesarias para el sistema que no  pueden rentabilizar su operación. Adicionalmente, incorporar nuevas tecnologías de  generación, tanto renovables como no renovables . 

∙ Diseñar un proceso de adjudicación que priorice la viabilidad y rapidez de ejecución: La PEG-5 debe priorizar proyectos que ofrezcan plazos más cortos de construcción y puesta  en marcha, especialmente para contribuir y reducir el déficit de suministro esperado para  el período 2025 y 2030. Esto requiere criterios de evaluación que contemplen tiempos de  desarrollo y capacidad de suministro de energía en el período crítico, como por ejemplo la  conversión tecnológica de plantas existentes. 

∙ Optimizar la asignación de volúmenes contratados para cumplir con las reservas: Es esencial asegurar la contratación de volúmenes suficientes para cumplir con todas las  necesidades de reservas, conforme al marco normativo vigente. Esto fortalecerá la  confiabilidad del sistema y permitirá responder eficazmente ante eventos críticos de corta  y larga duración. 

∙ Impulsar la competitividad y la eficiencia económica: Permitir la participación de plantas  existentes en igualdad de condiciones con las nuevas reducirá los costos generales de  contratación para los usuarios que están servidos por las empresas distribuidoras. Las plantas existentes, al estar operativas, ofrecen precios más competitivos y complementan  la instalación de nuevas plantas, mitigando el riesgo de su entrada en operación. Esto  también permitirá reducir el subsidio indirecto que los usuarios de las distribuidoras hacen  a los usuarios que no son atendidos por estas. 

∙ Mitigar el impacto en las tarifas: Incorporar plantas existentes, tanto renovables como no  renovables, puede reducir hasta el 100% del impacto estimado en las tarifas de los usuarios  de las empresas distribuidoras. Este enfoque asegura una transición energética equilibrada  sin comprometer la competitividad económica del país. 

∙ Simplificar procesos regulatorios y administrativos: Simplificar y agilizar los trámites de  licencias, permisos y derechos de vía, así como resolver temas relacionados con estudios de  impacto ambiental y acceso a infraestructura de transmisión, será fundamental para  garantizar la pronta ejecución de los proyectos adjudicados.  

Desde la óptica de IEA, estas mejoras contribuirán a que la PEG-5 sea más eficiente, competitiva y alineada con los objetivos de garantizar sostenibilidad y confiabilidad a la demanda de las empresas  distribuidoras y del sistema eléctrico.

¿Canibalización de precios y especuladores adjudicados? Desterrando los mitos de las subastas inversas en potencia y energía

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Norvento Enerxía, líder gallego en energía renovable y tecnología para la generación, gestión y almacenamiento de energía, ha colaborado como suministrador a través de un proyecto clave que promueve la independencia energética en sectores tradicionales en Chile.

En concreto, Norvento ha suministrado un nGM de 200 kVA, para un sistema híbrido de energía fotovoltaica e hidroeléctrica, que mejorará la gestión y el almacenamiento eficiente de energía, facilitando el arbitraje.

La solución Norvento Gridmaster Converter (nGM), es una plataforma de convertidores de electrónica de potencia que permite el almacenamiento energético y que puede operar conectada a la red, en redes débiles o en sistemas aislados y microrredes.

Esta tecnología será fundamental para optimizar la integración de fuentes de energía renovable en sistemas híbridos, demostrando cómo las soluciones tecnológicas pueden mejorar la eficiencia y la sostenibilidad en la generación eléctrica.

Tecnología gallega al otro lado del Atlántico

Este proyecto en Chile refuerza el papel de Norvento como un líder tecnológico en la transición energética a nivel internacional. Al ofrecer soluciones que permiten optimizar la gestión de recursos renovables y mejorar la eficiencia energética, Norvento demuestra una vez más su compromiso con el desarrollo de tecnologías que promuevan la independencia energética.

«Nuestros convertidores de electrónica de potencia nGM representan una oportunidad para empresas y comunidades, permitiéndoles gestionar y almacenar eficientemente sus recursos energéticos”, comenta Juan Morilla, director de Operaciones de Norvento. «Estamos comprometidos en ofrecer soluciones versátiles que faciliten la transición hacia un modelo energético más sostenible, permitiendo a nuestros clientes aprovechar al máximo las fuentes renovables disponibles y así volverse más autosuficientes.»

Sobre Norvento Enerxía

Norvento Enerxía es una empresa del sector de las energías renovables, que promueve y opera grandes plantas de energía renovable, desarrolla soluciones energéticas avanzadas para el autoconsumo C&I y microrredes y diseña y produce equipos tecnológicos para la generación, gestión y almacenamiento de energía.

Con sede en Lugo (Galicia), cuenta con cuatro décadas de trayectoria con proyectos y productos basados en una filosofía de innovación, calidad, diseño y sostenibilidad. Gracias a su experiencia, la compañía afronta los retos del futuro sector energético, 100% renovable, con el objetivo de seguir ofreciendo las mejores soluciones para sus clientes y para las comunidades con las que trabaja.

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El gobierno de Bolivia publicó la Estrategia Nacional para el Desarrollo y Uso del Hidrógeno Verde (H2V), que traza un horizonte a corto, mediano y largo plazo hasta el año 2050 para aprovechar el potencial renovable y reducir la energía térmica o fósil del país. 

El documento incluye proyectos pilotos de producción de H2V por 250 MW de capacidad de electrolizadores y hasta MMUSD 950 de inversiones (listados a continuación) que estarán a cargo de las empresas Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y Empresa Nacional de Electricidad (ENDE), que aprovecharán las ventajas comparativas de infraestructura ya existente como los ductos del sur del país y termoeléctricas que actualmente funcionan con gas natural.

• Electrolizador de 100 MW de 24 – 36 meses de implementación y MMUSD 265 – 350 de inversión estimada
• Planta de síntesis de e-metanol de 50 MW de capacidad – Complejo de plantas para producir 5460 kg/h de e-metanol de 24 – 48 meses de implementación y MMUSD 150 – 200 de presupuesto
• Planta de síntesis NH3 de 100 MW • Complejo de plantas para producir 240 toneladas/día de Amoníaco con 24 – 48 meses de implementación y MMUSD 300 – 400 de inversión. 

Y junto a una serie de acciones estratégicas y un plan de acción, darían paso a centrales industriales que “permitan lograr mayor soberanía”, según palabras del ministro de Hidrocarburos y Energías de Bolivia, Alejandro Gallardo Baldiviezo. 

En ese sentido, el gobierno proyecta que la capacidad instalada de electrolizadores alcance 1,1 GW hacia el año 2030 y 24,6 GW hacia 2050, con Inversiones necesarias de MMUSD 34,440 para satisfacer la demanda en el escenario más optimista que aproveche la generación solar y eólica.

La demanda prevista a suministrar de hidrógeno verde para los años 2030, 2040 y 2050 se estima en 0,15, 1,32 y 4,19 millones de toneladas, respectivamente, incluyendo el abastecimiento del mercado interno así como también aquellas posibilidades de exportación a futuros compradores. 

“Considerando que la demanda interna de H2V en el año 2050 será de ~1,58 millones de toneladas al año, y que el potencial de producción de H2V en Bolivia se encuentra en un rango de 2.836 a 13.896 millones de toneladas al año, se puede estimar que la cantidad de H2V exportable que podría generar el país es de entre 0,08 y 2,61 millones de toneladas al año, siempre y cuando se logre una producción sostenible y eficiente del hidrógeno”, detalla la Estrategia de H2V. 

Mientras que el costo nivelado del hidrógeno (LCOH) rondaría entre USD 1,48 – 1,56 por kilogramo, en tanto que el precio de venta incluye un margen del 15% sobre dichos costos, por lo que el valor final sería de USD 1,70 – 1,79 por kilogramo. 

Aunque se aclara que para lograr un hidrógeno verde competitivo, el costo nivelado debería estar por debajo de USD 0,98 x kg hacia el año 2050. 

También se pretenden adaptar las plantas de licuefacción y gasoductos a hidrógeno verde, a fin de que dicho vector energético se mezcle con gas natural, primeramente con proyectos piloto que inicien en 5% de H2V en el año 2026 hasta alcanzar un blend de 50%  en los sectores de generación de energía eléctrica y el subsector de distribución de redes.

Incluso, se prevé un proyecto piloto de 100 MW de potencia para producir hidrógeno verde e inyectar a las redes de gas natural con el fin de usarlo en centrales térmicas o inyección directa.  

En tanto que para el sector de consumidores directos, se estima que la mezcla empiece en 2035 con un 5% de H2V y aumente progresivamente hasta llegar al 50%. No obstante, es importante destacar que dentro de este sector se incluyen las plantas de producción de Amoníaco y urea verde.

Potencial eólico y solar

El Poder Ejecutivo de Bolivia también dejó un espacio de análisis sobre la capacidad máxima que se podría instalar en el país, a fin de aprovechar al máximo los recursos naturales en todo el territorio. 

En el caso eólico, se determinó que en un área de 44.151.887.313 m2 pueden caber aproximadamente 34.431 aerogeneradores que dan lugar a una potencia total instalada del orden de 138 GW.

Mientras la energía fotovoltaica podría lograr 71,09 TW en una superficie óptima estimada de  65.619.787.311 m2 en los departamentos de La Paz, Oruro, Tarija, Potosí y Cochabamba.

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Donald Trump pateó el tablero del sector energético esta semana. Mientras las fichas se acomodan, consultores barajan escenarios posibles que den mayor claridad a inversionistas.

La declaración de emergencia energética en Estados Unidos fue uno de los aspectos mencionados por Trump el día de su toma de posesión como presidente de los Estados Unidos de América. Este movimiento, acompañado de críticas hacia la política climática de la administración Biden y su anticipo de salida del Acuerdo de Paris, dio lugar a un replanteamiento de la transición energética.

«Lo más importante ahora para Trump es garantizar el acceso a energía competitiva a los consumidores», sostiene Arturo Carranza, director de proyectos de energía en Akza Advisors.

Carranza subraya que las medidas de impacto local tienen dos aspectos centrales: la agilización de permisos para la producción de hidrocarburos y la eliminación de regulaciones consideradas onerosas para la industria energética. Según el especialista, desde la perspectiva del presidente Trump estas medidas redefinen el enfoque de la transición energética.

«Lo central ahora es que vamos a tener que entender que la transición energética ya no solamente se entiende a partir de una mayor participación de generación renovable y limpia en los sistemas energéticos, sino a partir de la seguridad energética entendida como garantizar energía a los consumidores a precios competitivos», enfatiza.

En este contexto, Carranza destaca que el giro en la política energética estadounidense genera incertidumbre no solo en términos ambientales, sino también en el financiamiento de proyectos y las cadenas de suministro globales. «Habrá una desaceleración en la acción climática, lo que impactará la forma en que los gobiernos y las industrias toman decisiones relacionadas con la transición energética», añade.

México y la oportunidad en renovables

Para México, este cambio en la política estadounidense podría representar tanto retos como oportunidades. Carranza señala que la alta integración de los mercados energéticos en Norteamérica favorece la complementariedad entre los tres países de la región. «México exporta el 70% de su petróleo crudo a Estados Unidos, mientras que importa el 80% del gas natural y el 60% de los combustibles refinados desde allí», repasa Carranza.

Esta interdependencia sería clave para aprovechar el contexto y atraer inversiones hacia proyectos de energías renovables en México. «Si Trump detiene el arrendamiento de tierras para proyectos eólicos en Estados Unidos, México puede resultar atractivo para estas inversiones, siempre y cuando ofrezca certeza jurídica y reglas claras», sostiene el referente de Akza Advisors. Este planteamiento pone en relieve la necesidad de que el gobierno mexicano fomente un marco regulatorio favorable para captar capital en un mercado global más competitivo.

En este contexto, el liderazgo de Claudia Sheinbaum en la presidencia de los Estados Unidos Mexicanos podría desempeñar un papel crucial para brindar certidumbre a los inversionistas en energías renovables, su experiencia académica y de gestión de política pública vinculada a impulsar proyectos de energía solar y medidas de mitigación y adaptación al cambio climático podría fortalecer la posición de México en la carrera a las cero emisiones.

«Lo que tendrá que hacer la presidenta de México es construir reglas claras para la participación privada, de manera que las inversiones nacionales y norteamericanas vean a nuestro país como una opción segura», señala.

Algunas señales de que esto podría ocurrir están a la vista. La Estrategia Nacional del Sector Eléctrico publicada a finales de noviembre anticipa que la iniciativa privada «podrán adicionar generación de energía renovable de entre 6,400 MW a 9,550 MW al 2030» y sienta las bases para una mayor expansión de la energía solar y almacenamiento energético para la generación distribuida en autoconsumo y abasto aislado.

Guerra comercial versus complementariedad de mercados 

Otra dimensión es el impacto de aranceles anunciados en un 25% a productos provenientes del mercado mexicano y canadiense, sumado a un porcentaje superior para aquellos provenientes del gigante asiático. Según repasa el consultor hay una impresión del gobierno de Estados Unidos negativa con respecto al papel de sobre todo de China en las cadenas de suministro en el sector energético, pero también lo cierto es que también para Trump la prioridad es que los precios de la energía en Estados Unidos no se incrementen, por lo que no cree que los aranceles se fijen para socios comerciales como México y Canadá en este sector estratégico como el energético.

«La integración y complementariedad de los mercados energéticos en la región favorecen decisiones coordinadas para garantizar precios bajos y accesibles para los consumidores», afirma. Esta colaboración sería esencial para mantener la estabilidad en un sector crítico.

«Las cadenas de suministro en el sector energético en Estados Unidos dependen del suministro que llega de Canadá en términos de recursos minerales principalmente, y de ciertos productos manufacturados en México que son sus socios comerciales. Entonces, en esa misma tesitura, uno podría pensar que el establecimiento o la imposición de ciertos aranceles a productos de otros países que participan en la cadena de suministro energético en Estados Unidos implicaría un incremento en los costos finales para los consumidores y, por la prioridad que tienen los consumidores en el tema energético en Estados Unidos, yo no observo que vayan a poner aranceles a productos que están integrados en las cadenas de proveeduría de productos energéticos en Estados Unidos», explica Carranza, compartiendo una postura que refuerza la necesidad de que México diversifique su oferta y fortalezca su posición como proveedor confiable en el mercado energético regional.

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AE Solar, premiada marca alemana con más de 20 años de experiencia en el sector fotovoltaico, continúa fortaleciendo sus negocios, manteniendo una presencia activa en más de 100 países y adaptándose a las necesidades del mercado global. 

José Montoya, sales manager de la compañía, participó del evento Future Energy Summit (FES) Southern Cone y destacó la importancia de ofrecer un portafolio diversificado que abarquen tecnologías de módulos solares, según las solicitudes de los clientes.

Tal es así que en su compromiso por equilibrar innovación y accesibilidad, AE Solar ofrece módulos con tecnologías PERC, TOPCon y HJT que alcanzan eficiencias del 21.3 %, 22.6 % y 23 %, respectivamente.

“Por ejemplo, seguimos fabricando módulos policristalinos ya que los clientes solicitan tecnologías PERC, aún cuando es una tecnología anterior, dado que aún tiene muy buena aceptación por su tasa – beneficio – costo, especialmente en aplicaciones monofaciales”, remarcó. 

“Por otro lado contamos con tecnología TOPCon por el gran desempeño y durabilidad a futuro, pensando en clientes más comerciales e industriales; como también soluciones de gran escala y gran tamaño que generan tanto amperaje y que son necesarios para generadores utility scale”, añadió.

Además de su enfoque en ese tipo de soluciones, desde la compañía enfatizaron en el rol de la energía agro – voltaica en Latinoamérica, permitiendo el doble uso de la tierra para la generación de energía y actividades agrícolas y ganaderas.

Y de la mano con el equipo de investigación en Alemania, ya lograron generar el módulo TERRA, diseñado para aplicaciones de esa índole, de modo que disminuye hasta 75% la probabilidad de microfisuras, porque a la configuración de las celdas (de geometría rectangular) le efectuaron un giro de 90° para que el lado largo de la celda vaya paralelo al lado largo del módulo. 

Es decir que dicho módulo bifacial se instala verticalmente, sirve a modo de cerca y, al dejar de estar inclinado, aporta más espacio para pastoreo, cosechas, tractores y demás actividades agrícolas; sumado que, al tener esa posición de la celda paralela al módulo, posee más flexibilidad y puede adaptarse a pequeñas deformaciones que se dan con las cargas de vientos. 

“Buscamos crear nuestras propias tecnologías de nicho que puedan aplicar a generaciones más específicas, como en ese caso la agro-voltaica que tomará más fuerza en países andinos, donde la cuestión agrícola es muy importante. Y con ello combinar el mercado del cultivo de alimentos y la generación de energía para que sean más eficientes y atractivos financieramente para el cliente final”, subrayó Montoya. 

Por otro lado, el sales manager de AE Solar puso foco en la importancia de la generación distribuida como herramienta fundamental para fortalecer la sostenibilidad energética, particularmente para aquellos lugares alejados donde resulta dificultoso instalar líneas de transmisión.

Bajo ese contexto, acentuó en la importancia de que las regulaciones respalden el avance de la GD en los distintos países de Latinoamérica, a fin de que los individuos generen su propia energía y encuentren soluciones que aborden desafíos específicos que no puede suplir la generación centralizada. 

«Falta un poco más de promoción y de empoderar a las personas y empresas para que puedan tener sus sistemas de generación distribuida. Para ello la legislación y las normativas son claves”, insistió durante el evento FES Southern Cone. 

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La Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER) lidera una ambiciosa iniciativa para consolidar un nuevo Acuerdo Multipartidario de Energía que defina el futuro de Uruguay hacia 2050, con el consenso de todos los sectores políticos. 

Diego Oroño, presidente de AUDER, conversó con Energía Estratégica y resaltó la necesidad de actualizar el compromiso asumido en 2010, durante la gestión de José Mujica, que significó más de USD 8.000 millones de inversión público-privada para la primera etapa de transformación energética del país. 

El acuerdo de 2010 marcó un punto de inflexión en la matriz energética uruguaya, posicionando al país como referente regional en la adopción de energías limpias. Por ello es que AUDER busca ampliar el horizonte con una estrategia que integre mayores niveles de generación renovable, la validación de la hoja de ruta del hidrógeno verde (convertida en ley meses atrás) y objetivos claros para la movilidad eléctrica y la generación distribuida. 

«El leitmotiv que empujaremos mucho en los próximos meses y años es conseguir un nuevo Acuerdo Multipartidario en Energía de cara a 2050. Ya lo hemos empezado a hablar con el gobierno entrante y el saliente”, aseguró. 

“Si queremos una política energética al 2050, la hoja de ruta de hidrógeno verde debería ser parte fundamental», enfatizó Oroño, destacando la relevancia de incluir a la estrategia que proyecta que, en las próximas décadas, la producción de hidrógeno a nivel nacional podría acercarse a un millón de toneladas por año, lo que requerirá la instalación de aproximadamente 18 GW de capacidad renovable (9 GW solares y 9 GW eólicos) y 9 GW en electrolizadores.

El reciente cambio de gobierno ofrece una oportunidad única para fortalecer el diálogo. El presidente electo, Yamandú Orsi, asumirá en marzo de 2025 y ya designó a Fernanda Cardona como nueva ministra de Industria, Energía y Minería (reemplazará a Elisa Facio) y a Edgardo Ortuño como ministro de Ambiente (en sustitución de Robert Bouvier).

Por lo que AUDER realizará encuentros estratégicos con las autoridades para exponer sus propuestas y coordinar acciones conjuntas, con el objetivo de establecer un diálogo directo que permita avanzar en los temas prioritarios del sector.

Asimismo, resta conocer quiénes quedarán al frente de la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE), la Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Pórtland (ANCAP) y la Dirección Nacional de Energía tras el cambio de gobierno. Y se espera que la definición de nombres se dé entre la última semana de enero y comienzos de febrero. 

Además de las reuniones con el gobierno entrante, la asociación ha mantenido conversaciones con figuras clave del gobierno saliente, como la propia Elisa Facio y Omar Paganini, actual canciller y exministro de Industria, Energía y Minería. 

“Hemos manifestado en decenas de oportunidades la importancia de mantener el diálogo continuo para garantizar la estabilidad y el crecimiento del sector”, apuntó Oroño.

El panorama actual presenta desafíos significativos, dado que si bien Uruguay logró avances notables en el ámbito renovable, el ritmo de incorporación ha disminuido en los últimos años, de modo que sólo se anunciaron dos licitaciones para el parque solar Punta del Tigre (Teyma resultó ganadora) y el proyecto fotovoltaico en Cerro Largo (licitación vigente).

Mientras que el sector privado ya tiene la oportunidad de realizar acuerdos entre sí, pero hasta el momento sólo se firmó un contrato PPA entre las empresas Coca-Cola FEMSA y Atlántica Sustainable Infrastructure para el Parque Solar Albisu I (14 MWp de potencia). 

Como consecuencia, Oroño considera que los esfuerzos recientes son insuficientes y que existe una ventana de oportunidad a partir del elevado crecimiento de la demanda, suscitado principalmente por la instalación de datacenters y el minado de criptomonedas, que requieren un suministro energético constante y de alta intensidad.

En paralelo, la generación distribuida enfrenta obstáculos derivados de cambios en los beneficios fiscales y en la estructura tarifaria, a la par que el presidente de AUDER resaltó que temas como la movilidad eléctrica, la acumulación de energía y la eficiencia energética deben ser tratados con urgencia en el marco del nuevo acuerdo multipartidario.

Por ende, el presidente de AUDER insiste en que “la mesa está servida” para construir un pacto sólido, con el respaldo de todos los sectores políticos, sociales y privados a fin de continuar la senda de la segunda transformación energética. 

“Tengo esperanza de que en estos próximos dos años podremos conseguirlo. El objetivo es producir un documento estratégico que, aunque breve, sea contundente y específico. No debe ser un manifiesto de 100 hojas, pero sí un plan claro con titulares como renovables, hidrógeno verde y movilidad eléctrica, que defina las prioridades del país”, concluyó. 

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