Informacion

Los días 29 y 30 de octubre, el JW Marriott Hotel Bogotá será el epicentro del debate sobre el futuro de la transición energética en Colombia. El Foro de Energía Sostenible (FES Colombia), en su cuarta edición, reunirá a más de 500 asistentes, entre ellos líderes y actores clave del sector energético.

Este evento no solo es una oportunidad para explorar temas cruciales como la generación distribuida y el almacenamiento, sino también para establecer conexiones estratégicas en los espacios de networking, que serán una de las grandes apuestas de este año.

ENTRADAS DISPONIBLES  

El evento promete convertirse en un referente para el intercambio de ideas, conocimientos y oportunidades de negocio en el ámbito de las energías renovables. Con la expectativa de reunir a ejecutivos de alto nivel, consultores y desarrolladores, FES Colombia brindará a los asistentes la posibilidad de formar parte de un ecosistema en constante crecimiento y evolución.

En esta edición, el espacio de networking ha sido diseñado para maximizar la interacción entre los participantes, promoviendo la creación de alianzas y colaboraciones que impulsen proyectos sostenibles.

Paneles destacados: Aliados clave para la transición energética

Uno de los momentos más esperados de FES Colombia será el Panel 7, titulado «La Generación Distribuida y el Almacenamiento: Aliados clave de la Transición Energética», que se llevará a cabo el 30 de octubre, es decir, durante el segundo día de la jornada.

Este panel contará con la participación de destacados expertos en el sector, como Oliver Quintero, Key Account Manager de Sungrow; Jorge Iván Ospina Canencio, Service and Product Manager Colombia de Solis; Luis Contreras, Managing Director de Yingli Solar; Andrés Azula, Solution Engineer South America de GoodWe; Luciano Silva, Product Manager LATAM de Trina Storage; y Jaime Andrés Herrera Restrepo, PV & BESS Product Manager de Huawei, compartirán su visión sobre las oportunidades y desafíos tecnológicos.

Participación y entradas disponibles

Con un aforo estimado de más de 500 asistentes, las entradas para FES Colombia ya están disponibles. Los interesados en asistir al evento pueden adquirir sus boletos a través de los canales oficiales y ser parte del futuro de las energías renovables en el país.

ENTRADAS DISPONIBLES  

Conectividad en redes: Únete a la conversación

Para aquellos que no puedan asistir presencialmente, el evento contará con una activa participación en redes sociales bajo el hashtag #FESColombia. Esta será una excelente oportunidad para seguir el desarrollo de las discusiones en tiempo real y conectarse con otros profesionales del sector.

FES Colombia se posiciona como un evento indispensable para quienes buscan estar a la vanguardia de la transición energética en Colombia y América Latina. Además de sus paneles de alto nivel, los espacios de networking permitirán a los asistentes establecer conexiones clave y discutir sobre las oportunidades que las energías renovables presentan en el contexto actual.

La entrada Cuenta regresiva para el FES Colombia: habrá un panel exclusivo sobre generación distribuida y el almacenamiento se publicó primero en Energía Estratégica.

La generación distribuida ha ganado terreno en República Dominicana, aportando cerca de 400 MW de capacidad instalada a un sistema que enfrenta dificultades para satisfacer la demanda eléctrica y garantizar una distribución eficiente de la energía.

En atención a su crecimiento e importancia en el sistema la Superintendencia de Electricidad (SIE) a avanzado en la aprobación de una Audiencia Pública para abordar una propuesta de Reglamento para la Aprobación, Interconexión y Operación de Instalaciones de Generación Distribuida de Energía (ver).

Entre las principales modificaciones, la propuesta de reglamento establece un costo por uso de la red a los clientes en tarifa monómica, aquellos que pagan únicamente por energía y no por demanda. De acuerdo con Abraham Espinal, gerente de Ingeniería de Enestar SRL, la implementación de esta medida llegaría para “hacer justicia con las distribuidoras”. Sin embargo, también advierte sobre el impacto que podría tener en los principales usuarios de esta tarifa.

“Se debe tener mucho cuidado en la implementación de estos cambios para no limitar el acceso a este tipo de energías a las residencias, que son el mayor consumidor de la red, y a los pequeños negocios, ya que esto les ha permitido ser más competitivos en el mercado local”, consideró el gerente de Ingeniería de Enestar SRL.

Y añadió: “Entiendo que se deben evaluar con pinzas los cambios que se van a hacer. Si no se quiere limitar el acceso a este tipo de energías, hay que considerar que el monto por el uso de la red sea relativamente bajo”.

Al respecto, es preciso indicar que aún no hay cifras específicas o metodologías de cálculo en la propuesta de reglamento, que permitan tener certeza sobre el valor a pagar. Por lo que, una instancia clave para solicitar aclaraciones y realizar aportes será la audiencia publica prevista para finales de este mes de octubre. No obstante, desde la óptica de Abraham Espinal el sector privado correría con desventaja para realizar aportes.

“No se menciona ningún monto. Eso crea mucha incertidumbre en el sector (…) No podemos refutar adecuadamente o decir si va a ser algo positivo o no, ya que no tenemos la información suficiente”, explicó Espinal.

En conversación con Energía Estratégica, el especialista también mencionó que la implementación del cobro por la inyección de potencia a la red para clientes en tarifa binómica (aquellos que pagan por demanda y uso de la red) no sería una medida adecuada, ya que estos clientes ya están pagando por el uso de la red.

Visto aquello, la audiencia pública nuevamente vuelve a ser una instancia que podrían aprovechar instaladores de Generación Distribuida de Energía para presentar este tipo de comentarios y observaciones.

Para el futuro de la generación distribuida, es crucial que se incluyan todos los puntos de vista y se realicen los ajustes necesarios para garantizar la sostenibilidad del sector.

“Entendemos que un nuevo reglamento contribuirá a la consecución de la generación distribuida. Los clientes que generan toda su energía, prácticamente no pagaban nada y obviamente son clientes que reciben un servicio y una disponibilidad de red que tiene algún tipo de costo. Había que monetizar esa parte, pero el monto debería ser bajo”, consideró Abraham Espinal y postuló:

“Sería interesante simplificar los procesos. Como el caso de la Ventanilla Única para proyectos de gran escala, lo ideal sería implementar algo similar para la generación distribuida, pero el flujograma propuesto no simplifica los procesos”.

Estudios adicionales y ralentización de proyectos

Una de las preocupaciones más grandes del sector, según el gerente de Ingeniería de Enestar SRL, es la necesidad de realizar estudios detallados para pequeñas instalaciones de generación distribuida.

La propuesta del nuevo reglamento para generación distribuida en República Dominicana establece la necesidad de realizar dos tipos de estudios para evaluar la viabilidad de los proyectos: el estudio suplementario y el estudio detallado. El primero aplica a sistemas monofásicos de hasta 10 kW y trifásicos de hasta 100 kW, lo que abarca incluso a algunas residencias, mientras que el segundo se realiza para proyectos que superen los 250 kW o cuando los parámetros del estudio suplementario no se cumplan. Siguiendo con el análisis de Abraham Espinal, esta clasificación podría representar “una barrera adicional” para proyectos de menor envergadura que desean ingresar al sistema.

Otra de las particularidades es que se asigna a los clientes la responsabilidad de llevar a cabo estos estudios, utilizando los datos de la red que las distribuidoras están obligadas a suministrar. “Es algo bueno y malo”, consideró Espinal, ya que aunque le da al cliente la posibilidad de verificar los resultados con transparencia, también implica la existencia de un mercado especializado capaz de realizar dichos estudios y en la actualidad se carecería de la capacidad técnica para asumir este proceso de manera eficiente en el país, lo que podría ralentizar la aprobación e instalación de nuevos proyectos.

“Esto creará un gap en el tiempo, porque la oferta de proyectistas no es equiparable a la cantidad de compañías que están sometiendo e instalando proyectos de generación distribuida”, subrayó el referente consultado.

Y propuso: “Lo ideal sería realizar estudios periódicos en los diferentes circuitos para tener un proceso expedito de aprobación, y no la realización de estudios individuales por cada proyecto, lo cual obviamente tomará mucho más tiempo y recursos”.

Un futuro incierto pero con potencial

El camino hacia una regulación que equilibre los intereses de las distribuidoras, los pequeños consumidores y la expansión de la generación distribuida en República Dominicana parece aún incierto. Sin embargo, Espinal cree que, con ajustes y un enfoque pragmático, el nuevo reglamento podría ser un punto de partida para impulsar la generación distribuida en el país, garantizando tanto la sostenibilidad del sistema como la competitividad de los pequeños consumidores.

“Se debe buscar un balance entre regular correctamente el uso de la red y mantener las condiciones que han permitido el crecimiento de la generación distribuida. Con los ajustes adecuados, podríamos estar sentando las bases para dar continuidad y potenciar a las energías renovables de la manera más sostenible”, concluyó Abraham Espinal, gerente de Ingeniería de Enestar SRL.

La entrada Punto de inflexión para la generación distribuida en República Dominicana se publicó primero en Energía Estratégica.

Invest Guatemala, iniciativa que promueve a Guatemala como destino de inversión extranjera directa, busca consolidar un portafolio de proyectos energéticos atractivo, especialmente de energías renovables.

Durante una ponencia en el evento SER organizado por la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER), Juan Esteban Sánchez, director ejecutivo de Invest Guatemala, hizo mención del gran potencial del país para atraer capital extranjero y subrayó la importancia de contar con un entorno adecuado para respaldar las nuevas inversiones en energías limpias.

Actualmente, alrededor del 70% de la matriz energética de Guatemala se compone de fuentes renovables. Sin embargo, Sánchez identificó la necesidad de mantener el nivel del pipeline de proyectos y seguir atrayendo capital extranjero.

“La pregunta es cómo mantenemos las inversiones actuales y cómo seguimos creciendo”, afirmó. Entre las principales preocupaciones identificadas por el sector están la falta de infraestructura de transmisión y la necesidad de crear más incentivos para atraer a nuevos actores.

El director ejecutivo de Invest Guatemala mencionó que se ha dialogado con transportadores de energía que identificaron la urgencia de recursos frescos para expandir la red de transporte de alta tensión. “Ayer, me sorprendió un dato y es que se necesitan 4,500 kilómetros más de redes, eso es gigante. La invitación es: venga, mirémoslo y busquemos al inversionista internacional que sí efectivamente ve a Guatemala como un buen destino de inversión”, enfatizó.

Además de atraer más recursos financieros, Juan Esteban Sánchez sugirió que se podrían explorar operaciones de fusiones y adquisiciones (M&A) en el sector eléctrico. De acuerdo con su análisis, esto podría abrir oportunidades para que los actores locales busquen socios internacionales.

“Abran el equity, hay interés por parte de inversionistas internacionales para meter y pueden incluso solventar un poco el tema de deuda o incluso hay algunos actores del sector eléctrico que eventualmente pueden presentarnos Generación Distribuida Renovable (GDR) o por qué no, proyectos para la licitaciones que se vienen”, expuso ante un auditorio de más de 300 profesionales.

Desde la óptica del ejecutivo, para lograrlo es esencial tener claro cómo se valoran los proyectos y cómo se presentan a los inversionistas. En este sentido, señaló que Guatemala ofrece seguridad jurídica para las inversiones eléctricas. “Si nosotros identificamos las variables de riesgo, no de certeza jurídica, sino de seguridad jurídica en las inversiones eléctricas en Guatemala, estamos bastante cubiertos”, añadió. No obstante, reconoció que factores como la deuda, los impuestos y el riesgo país deben tomarse en cuenta al calcular la rentabilidad esperada de los proyectos.

Como ejemplo, Sánchez compartió una evaluación financiera de un proyecto conservador de 5 MW proyecto de 5 MW con una renta del terreno baja, con un 50% al spot y un 50% a un PPA a 15 años. Siguiendo su análisis, este ofrecería en líneas generales una Tasa Interna de Retorno (TIR) del 14.22% con un Costo Promedio Ponderado de Capital (WACC) del 13%. “Este indicador es muy atractivo. ¿Cuánto está dando un plazo fijo? 6%. Aquí estamos hablando del 14% con la posibilidad de sacar flujos mensuales o anuales”, explicó.

El referente también destacó que las inversiones en generación con fuentes renovables son de las pocas que tienen incentivos por norma en Guatemala y que eso resulta atractivo y necesario de aprovechar. Sin embargo, hizo un llamado a fortalecer estas estructuras de incentivos y evaluar el impacto de las nuevas tecnologías en la reducción de costos y el incremento de rentabilidad, lo que mejoraría el panorama inversor aún más: “Se viene muy fuerte el tema de baterías, lo que puede generar mayor flujo porque tomo simplemente la curva alta demanda en la noche. ¿Los incentivos son suficientes? Yo creo que hay que seguir trabajando en ellos”, puntualizó.

En cuanto a la infraestructura, uno de los mayores desafíos identificados por Invest Guatemala es la falta de redes y subestaciones suficientes para absorber la nueva generación de energía renovable. “Todo este proyecto se me cae si la red de alta tensión no tiene una subestación al lado o porque la persona del GDR tiene que construir 10 kilómetros de red”, cuestionó. Por ello, hizo un llamado urgente a incrementar las inversiones en transporte de energía para acompañar el crecimiento de la generación renovable.

Para abordar estas problemáticas, Juan Esteban Sánchez destacó la importancia de trabajar en una hoja de ruta clara para el desarrollo energético del país, tomando como referencia el documento “Estrategia para la Transición Energética en Guatemala” de la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER).

De este documento, Invest Guatemala ha identificado cuatro puntos fundamentales: fortalecimiento del sistema eléctrico, actualización del WACC, garantizar la seguridad y certeza jurídica, optimizar permisos y licencias.

AGER presenta una actualización de su Estrategia para la Transición Energética en Guatemala

La entrada Invest Guatemala identifica un gran potencial para la inversión extranjera directa en proyectos renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

El gobierno de Argentina lanzó el “Plan de Contingencia y Previsión para meses críticos del período 2024/2026” para reducir o mitigar la crisis del sistema eléctrico ante la falta de reservas de potencia y evitar interrupciones del servicio electricidad en los picos de demanda.

Las medidas se hicieron oficiales a través de la Resolución 294/2024 y tal como anticipó Energía Estratégica días atrás (ver nota), el plan contempla incentivos transitorios a la disponibilidad de los generadores térmicos, el incremento de Intercambios energéticos (temporales e intertemporales) con otros países de países limítrofes (Brasil y Paraguay principalmente), la aceleración las obras de transmisión, un mecanismo de gestión de demanda de los grandes usuarios y que las distribuidoras presenten un programa de atención de contingencias.

El esquema de remuneración para centrales térmicas estará vigente entre diciembre 2024 y marzo 2026, y podrá ser prorrogado por 12 meses adicionales. Aunque cabe aclarar que el generador que desee optar por el beneficio deberá manifestar su voluntad en los próximos treinta días a CAMMESA. 

Mientras que para las obras de transmisión se prevé fomentar las inversiones en las ampliaciones del sistema, implementar un esquema integral de disponibilidad preventiva en aquellos nodos identificados como críticos con sobrecarga.

Además, el Ente Nacional de Regulador de la Electricidad (ENRE) deberá informar los proyectos de transporte eléctrico en alta tensión y por distribución troncal con grado de avance significativo, a fin crear mecanismos que permitan su puesta en servicio comercial en el menor plazo posible.

Por otro lado, el mecanismo de gestión de demanda de los Grandes Usuarios Mayores (GUMAS) será voluntario, programado y remunerado para aquellos dispuestos a cortar su consumo de energía en aquellos días de altas temperaturas,  siempre y cuando sus requerimientos máximos declarados sean mayores a 10 MW.

Las ofertas de reducción de carga por parte de los GUMAS habilitados, deberán ser realizadas a la Programación Semanal incluyendo la reducción propuesta respecto a la demanda prevista en las horas de posible convocatoria, incluyendo el precio ofertado en USD/MWh y las horas disponibles cada día, con un límite máximo de 8 horas diarias. 

El precio máximo para la energía asociada a cada oferta de reducción de carga será de USD 350 MWh. Y en caso de resultar menor la potencia ofertada y comprometida se reducirá el precio a reconocer, pero si el incumplimiento fuera mayor al 50%, el GUMA quedará excluido de la lista de ofertas del resto de la semana en curso y de la semana subsiguiente. 

A pesar de las medidas mencionadas, desde el sector apuntaron a la falta de acciones previas por parte del Poder Ejecutivo desde que asumió en diciembre del año pasado, como así también a los cambios de discurso, toma de decisiones y la quita de facultades sobre CAMMESA. 

“Esta medida es todo lo contrario a lo que el gobierno dijo que iba a hacer. El problema es qué sucede si hay una ola de calor de varios días que no se puede administrar. Dicho esto, el gobierno no tiene herramientas porque hace un año que no hace ni resolvió absolutamente nada, por lo que recurre a lo que conoce CAMMESA”, sostuvo el ex-subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Paulo Farina en conversación con Energía Estratégica.

“Son incentivos que no cambian la situación en lo más mínimo. Lo único que servirá en el momento, como cuando el sistema estuvo al límite en anteriores ocasiones, serán las órdenes del organismo encargado del despacho respecto a las cargas”,  agregó. 

Con ello, el especialista apuntó que hasta el momento no se brindó ninguna señal o modificación para que se concreten nuevas inversiones en el sector energético del país que permitan afrontar los picos de demanda de los próximos años, más aún si se espera un crecimiento de la misma. 

“El gobierno quiere que el sector privado haga la obra pública, pero en este año no lo hizo ni tuvo impedimentos para reformular el sistema de transporte para que ello suceda, por ejemplo bajo un esquema de cánones. Quizás en 500 kv cueste un poco más porque las inversiones son más grandes, pero en 132 kV son menores”, insistió. 

“Hay falta de creatividad. Es deprimente y vergonzoso que no se haya hecho nada hasta el momento. Sumado a que no se entiende que no se planifiquen inversiones para las renovables, considerando el potencial que tienen y el financiamiento existente para las empresas”, subrayó.

La entrada El gobierno de Argentina publicó un plan de contingencia para evitar cortes eléctricos en los próximos meses se publicó primero en Energía Estratégica.

“Vamos a impulsar las energías renovables. El objetivo es que en 2030 tengan una participación del 45%”, sostuvo Claudia Sheinbaum, presidenta de los Estados Unidos Mexicanos durante su asunción. 

Ahora bien, no toda la capacidad que se interconecte en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) sería para la iniciativa privada. En el total instalado, la actual administración de gobierno mantendría las bases del sexenio de gobierno pasado fundamentadas en alcanzar la soberanía energética con una mayor participación estatal. 

“CFE garantizará y reforzará la capacidad de transmisión, distribución de energía y generación. Como lo dijimos, el estado mediante CFE va a producir al menos el 54% y el 46% con generación privada. Así lo dejó el presidente Lopez Obrador y así va a continuar porque es indispensable la soberanía energética”, ratificó la presidenta.

En lo que sería el “Segundo Piso de la Cuarta Transformación” propone además mayor participación en distintas instancias de la cadena de valor productiva de energías renovables y electromovilidad. 

“Pondremos en marcha la producción de litio con desarrollo tecnológico propio. Vamos a consolidar el Plan Sonora ampliando la generación eléctrica solar, la cadena productiva del litio, del cobre, de semiconductores y la electromovilidad”, expresó. 

En la otra vereda, aseguró que no iría a haber un aumento de su producción petrolera y descartaría la salida de estos recursos no renovables al mercado internacional:

“El objetivo fundamental de la producción de petróleo seguirá siendo el consumo nacional, no la exportación. Para eso el fortalecimiento de nuestras refinerías. Este se limitará a una producción de 1.8 millones de barriles diarios. Aumentaremos la producciones de petroquímicos y fertilizantes”, añadió. 

Regresando a la generación eléctrica, comentó que no solo buscará crecer en el parque de generación en el SEN sino también a través de generación distribuida y, en concreto, autoconsumo solar residencial. 

“En algunas ciudades del norte del país, donde la tarifa de verano es muy alta y pagan muchos los ciudadanos, vamos a impulsar un programa de paneles fotovoltaicos para que tengan en su vivienda energía solar, ayuden al medioambiente y disminuyan su pago de electricidad”, postuló. 

Aquello ya había sido anticipado durante su campaña, cuando aseguró enfocarse a empoderar a los usuarios y democratizar el acceso a estas alternativas de generación en las residencias. 

También, entre sus promesas de candidata a las elecciones 2024, planteó encarar la transición energética con un enfoque en la mitigación de gases de efecto invernadero en la que se buscará la sostenibilidad de una manera transversal a las actividades productivas en cada una de las entidades federativas.

Este compromiso fue ratificado durante la toma de posesión en la que se refirió a aprovechamientos multipropositos en terrenos ya adquiridos: 

“Construiremos en Tula, Hidalgo, donde iba a ser el terreno de la refinería que nunca se hizo, un proyecto de economía circular. Va a haber plantas de tratamiento de agua para sanear el río Tula, plantas de reciclamiento de basura y de generación eléctrica con fuentes renovables que nos permitirán sanear este municipio, de los más contaminados del país, va a ser el primero porque el objetivo es seguir en otros lugares de México”, concluyó.

Por su parte, la nueva secretaria de Energía, Luz Elena González Escobar, complementó aquello compartiendo mediante sus redes sociales algunos de los puntos que abordará en el Programa Nacional de Energía que pronto dará a conocer y que refuerzan la idea de la apuesta de la nueva administración por energías renovables:

🔸No aumentaremos los precios de los energéticos por encima de la inflación. 

🔸La generación pública de energía eléctrica seguirá siendo mayoritaria (54%). 

🔸Inversión privada con reglas claras y estabilidad del Sistema Eléctrico. 

🔸Fortalecimiento de CFE y Pemex como palancas del desarrollo nacional. 

🔸 Pemex producirá los combustibles que el país necesita de manera sostenible. 

🔸Impulso a la eficiencia y transición energética para reducir la huella de carbono.

La entrada Claudia Sheinbaum anticipó una serie de medidas para el sector de las energías renovables en México  se publicó primero en Energía Estratégica.

En el marco de la discusión general del proyecto de ley boletín Nº17.064-8 que amplía la cobertura del subsidio eléctrico, durante la mañana de este miércoles, el presidente de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), Sergio del Campo, presentó en la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados, un análisis detallado de los efectos que esta propuesta tendría en el mercado eléctrico, marcando la postura del gremio frente a varios puntos del proyecto impulsado por el Ejecutivo.

En primer lugar, el presidente destacó que la estimación de recaudación por concepto de IVA está subdimensionada en los cálculos del Ejecutivo. Según un estudio encargado por ACERA, los recursos potenciales derivados del aumento de recaudación de IVA por alza de tarifas eléctricas, que podrían destinarse al subsidio, serían considerablemente mayores. El Gobierno proyecta una recaudación anual de 80 millones de dólares, sin embargo, la metodología empleada no contempla el impacto que el subsidio tendría en el presupuesto de los hogares beneficiados. De acuerdo a los cálculos del estudio encargado a la consultora Vinken, asociada al Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Pontificia Universidad Católica de Chile, la recaudación real podría llegar hasta los 133 millones de dólares anuales, es decir, 53 millones adicionales, lo que plantea un escenario que permitiría aumentar la participación de los recursos fiscales para el financiamiento de los subsidios.

Asimismo, el presidente de ACERA advirtió que la implementación de la medida “Precio Preferente Pyme” generará perjuicios sobre los generadores con contratos de suministros de clientes regulados, quienes verán reducidos hasta 500 GWh/año de la energía que suministran. Esto pondría en riesgo el funcionamiento de las licitaciones del mercado regulado, ya que la expropiación de demanda propuesta, provocará un desbalance que impactará la estabilidad regulatoria y la certeza jurídica, pilares fundamentales para el desarrollo del sector eléctrico en Chile. Del Campo destacó que la percepción de riesgo aumentaría considerablemente, afectando la confianza de los inversionistas y, en consecuencia, incrementando los costos futuros de la energía.

Adicionalmente, el presidente del gremio se refirió a los impactos previstos para la medida “Cargo FET” a ser descontado de la compensación de precio estabilizado PMGD. “Resulta desproporcionado establecer un cargo del 35% de los ingresos a un segmento que representa menos del 9% de la capacidad instalada y apenas el 7,7% de la energía. En este sentido, las empresas PMGD están desempeñando un rol clave en la desconcentración del mercado energético, actuando como una plataforma inicial para inversionistas que luego avanzan hacia proyectos de mayor escala. La disminución de la competencia derivada de esta mayor incertidumbre representaría un retroceso significativo en los avances alcanzados en la última década”.

Finalmente, Sergio del Campo planteó reparos de carácter constitucional, argumentando que algunas de las medidas incluidas en el proyecto podrían ser vistas como expropiatorias, violando principios básicos de proporcionalidad e igualdad ante la ley. Este tipo de intervenciones, según explicó, no solo generan incertidumbre en el sector, sino que también ponen en riesgo inversiones actuales y futuras, afectando el desarrollo de la industria eléctrica.

ACERA reafirma su posición de que el subsidio debe ser financiado con recursos fiscales, y no con aportes del sector eléctrico, el cual ya ha enfrentado grandes desafíos por las políticas tarifarias de los últimos años. La congelación de tarifas entre 2019 y 2024 por parte del Estado es el origen del alza de precios que este subsidio pretende mitigar, pero las soluciones propuestas generan más problemas que beneficios a largo plazo. En este sentido, Del Campo abogó por la implementación de herramientas regulatorias más sostenibles que permitan una reducción efectiva de tarifas sin comprometer la estabilidad del sistema como por ejemplo fomentar la generación distribuida.

El proyecto de ley, en su forma actual, introduce riesgos regulatorios que ponen en jaque la viabilidad de las inversiones en el sector energético. Si no se ajustan estas medidas, las consecuencias serán evidentes: una menor competencia en el mercado y un aumento inevitable en los costos de la energía para todos los chilenos.

La entrada ACERA advierte que subsidios eléctricos comprometerían la estabilidad del sector y elevará los costos energéticos en Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

La Comisión Nacional de Energía (CNE), en atención a sus atribuciones y por aprobación de su Directorio, emitió la Resolución CNE-AD-0005-2024, que modifica la anterior Resolución CNE-AD-0004-2023, estableciendo nuevas condiciones para la tramitación de concesiones de proyectos de generación eléctrica en régimen especial que integren sistemas de almacenamiento (BESS) a partir de fuentes de energías renovables variables (ERV).

Esta medida responde a la creciente necesidad de fortalecer la infraestructura de almacenamiento energético en la República Dominicana, en línea con la transición hacia un futuro más sostenible y una matriz eléctrica más robusta.

La nueva regulación tiene como principal objetivo asegurar que los proyectos de energía renovable con capacidades instaladas iguales o superiores a 20 MWac cuenten con sistemas de almacenamiento en baterías de al menos el 50% de su capacidad, con una duración mínima de cuatro horas.

El almacenamiento de energía es fundamental para compensar la variabilidad inherente a las fuentes renovables, como la solar, permitiendo acumular energía en periodos de alta generación y liberarla cuando la producción disminuye. Esto contribuye directamente a la estabilidad y confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), facilitando una mayor integración de energías renovables en el mercado eléctrico nacional.

Puntos clave de la resolución

Uno de los aspectos más destacados de la resolución es la imposición de requisitos de almacenamiento para los proyectos de energía renovable. Los proyectos con capacidades instaladas entre 20 MWac y 200 MWac deberán integrar al menos el 50% de su capacidad en sistemas de almacenamiento con baterías (BESS).

Para los proyectos con una capacidad instalada superior a 200 MWac, la CNE realizará evaluaciones técnicas previas. Estas evaluaciones se llevarán a cabo con el fin de garantizar la viabilidad y el impacto positivo de estos grandes proyectos en la seguridad del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI). Esto asegura que solo los proyectos técnicamente idóneos puedan desarrollarse, manteniendo la integridad y estabilidad del sistema eléctrico.

Otro punto clave de la resolución es la regulación de las empresas vinculadas. La CNE tendrá la facultad de rechazar solicitudes o exigir la presentación conjunta de proyectos que provengan de empresas vinculadas que pretendan utilizar un mismo punto de inyección de energía. Esta medida se toma en conformidad con la normativa vigente y busca evitar la concentración excesiva en determinados puntos de la red eléctrica, promoviendo una distribución más equitativa y eficiente de la generación energética.

La resolución CNE-AD-0005-2024 refuerza el compromiso del gobierno dominicano con el desarrollo sostenible y la reducción de la dependencia de combustibles fósiles, creando un entorno favorable para la inversión en energías renovables.

Con este nuevo marco regulatorio, la República Dominicana se posiciona como líder regional en transición energética, promoviendo la adopción de tecnologías limpias y sistemas de almacenamiento avanzados para garantizar la estabilidad del sistema eléctrico nacional.

La entrada CNE modifica resolución para impulsar proyectos de energía renovable con almacenamiento en República Dominicana se publicó primero en Energía Estratégica.

México ha dado un nuevo paso hacia el fortalecimiento de su sector eléctrico con la reciente aprobación de las Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACGs) para la integración de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica al Sistema Eléctrico Nacional. La Comisión Reguladora de Energía (CRE) avaló estas bases por unanimidad, lo que marca un hito regulatorio para la industria que llevaba años esperándola.

Gilberto Sánchez Nogueira, vicepresidente del Consejo Directivo de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), calificó este avance como un paso fundamental para brindar confianza a los inversionistas.

“Considero que es muy importante tener regulación que dé certeza a las inversiones. La Ley de la Industria Eléctrica se publicó en 2014 y no habíamos tenido alguna regulación específica en materia de almacenamiento en más de una década”, introdujo el referente de ANES en entrevista con Energía Estratégica.

El contexto de esta aprobación no es menor, pues se enmarca en un entorno de cambios políticos y regulatorios en el país. Según Gilberto Sánchez Nogueira, la resolución de la CRE se dio en un momento clave, considerando la conclusión del periodo de gobierno de AMLO, la llegada de la administración de Claudia Sheinbaum y la posible reforma de facultades del órgano de gobierno regulador del sector energético.

“Estos tres escenarios marcaron el momento ideal para aprobarla. Era necesario generar un documento regulatorio que dé certeza”, insistió. Y, aunque indicó que aún resta que se publique en el Diario Oficial de la Federación para entrar en vigencia, confió en que esto podría concretarse antes de finalizar octubre para empezar a activar al mercado con inversiones en proyectos bajo las distintas aplicaciones de almacenamiento que plantea la regulación.

De acuerdo con Sánchez Nogueira, estas DACGs ayudarán a fortalecer la confiabilidad y continuidad del sistema eléctrico con la integración de energías renovables, a un mejor control de la demanda del lado de los usuarios y a transitar hacia una red eléctrica inteligente.

En cuanto a las contribuciones de la ANES a este proceso, su vicepresidente señaló que, aunque no pudieron participar en las mesas de trabajo iniciales por cuestiones de agenda, la asociación se involucró activamente durante la fase de consulta pública. “Vertimos una serie de comentarios tratando de proponer una mejora regulatoria. Algunos fueron bien recibidos, otros no, pero así es el proceso”, mencionó.

Un detalle a considerar es que este documento regulatorio es solo el inicio para sentar las bases del almacenamiento de energía. La asociación espera que se avance en la elaboración de una Norma Oficial Mexicana para equipos de almacenamiento de energía y acompañen otras regulaciones complementarias.

“Solemos ser muy renuentes a que llegue regulación nueva porque nos genera nuevos paradigmas y cambios pero yo quisiera abonar con que tenemos que estar abiertos a que llegue más regulación que nos dé certeza, eso al final del día nos beneficia a todos”, afirmó.

Con este hito, México reafirma su compromiso de avanzar en la incorporación almacenamiento al sistema eléctrico, generando las condiciones para un crecimiento más eficiente y sostenible del sector energético que podrá ser aprovechado para un mayor despliegue del parque de generación renovable variable, como la energía solar fotovoltaica.

La entrada México aprueba las DACGs de almacenamiento de energía y ANES abona a que llegue más regulación se publicó primero en Energía Estratégica.

La Secretaría de Energía de Argentina está próxima a poner en marcha el “Programa de Emergencia Verano 2024/2025” con la finalidad de evitar reducir la crítica condición de abastecimiento de energía para el verano 2024/2025. 

Entre esas medidas el gobierno prevé resoluciones para mitigar la crisis del sistema eléctrico ante la falta de reservas de potencia y en expandir las redes de transmisión a nivel nacional, ya sea a través de nuevas licitaciones como mediante la aceleración de las obras de transporte eléctrico en alta tensión y por distribución troncal que se encuentren con un avance igual o superior al 80%. 

“Trabajamos y planificamos la condición de abastecimiento energético del verano 2024-2025, más la del invierno próximo y el siguiente verano, porque debemos entender que ninguna obra de infraestructura eléctrica estará lista antes del verano 2025-2026”, reconoció Mariela Beljansky, subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético de la Nación. 

“Hay una resolución que esperábamos que saliese la semana del 23 al 27 de septiembre, pero seguramente se publique a comienzos de esta semana, dando incentivos señales de mercado con medidas en los sectores de generación, transporte, distribución y demanda”, agregó durante el evento “Seminario nórdico de negocios”. 

La funcionaria también vaticinó que se pondrá a disposición del sector energético el mercado de capitales a partir de un acuerdo con el Banco de Valores, considerando que muchas de las compañías que invirtieron en renovables ya se vincularon con dicha entidad en anteriores licitaciones. 

Mientras que para aquellas obras líneas de transmisión desvinculadas del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), la funcionaria reconoció que será necesario una regulación por parte de la Secretaría de Energía para “asimilar que tengan derecho a la servidumbre de electroducto porque no es para un servicio público, sino para abastecer a un proyecto minero”. 

Es decir que la actual gestión de gobierno podría dar continuidad a dos mecanismos que hoy en día ya están en marcha, tal como la presentación a inversiones en redes de transmisión en el MATER junto a proyectos de generación o una nueva etapa tras conocerse que CAMMESA recibió 20 manifestaciones de interés para gestionar y financiar ampliaciones del sistema de transporte de energía eléctrica en alta tensión.

Justamente, del total de esas MDI, una corresponde exclusivamente a ampliación del transporte y cuatro para concretar aportes económicos para la construcción de líneas para el abastecimiento de explotaciones mineras ubicadas en zonas aisladas de la red; en tanto que las MDI que también contemplan parques renovables conforman el grueso de ese llamado.

Mientras que el MATER permite que los proyectos que soliciten prioridad de despacho en el MEM también puedan incluir inversiones en la expansión de las redes de transmisión eléctrica nacional. 

Aunque también es preciso recordar que no es la primera vez en el año que la subsecretaria de Transición y Planeamiento Energético de la Nación mencionó el trabajo sobre las nuevas reglas de juego que faciliten el desarrollo de las obras en más de 132 kV. 

Sino que es un tema abordado desde enero del presente año, a tal punto que fue uno de los principales puntos mencionados en la tercera audiencia pública sobre aumentos de tarifas de gas y electricidad (ver nota); como también en mayo cuando anticipó una normativa al respecto durante un evento (ver nota). Aunque desde aquel entonces a la fecha no se realizó ninguna publicación oficial de la resolución gubernamental. 

La entrada Beljansky: “Ninguna obra de infraestructura eléctrica estará lista antes del verano 2025-2026” se publicó primero en Energía Estratégica.

El sector de generación distribuida en Panamá está en plena expansión y se espera que 2024 sea un año récord. Con un acumulado histórico de 112,78 MW hasta abril de 2024 y un incremento de 12,31 MW en los primeros cuatro meses del año, el crecimiento mantiene un ritmo sostenido.

Carlo Francesco Melillo, Country Manager para Panamá y Centroamérica en Amara NZero, resalta que este es un momento crucial para la consolidación de este segmento del mercado.

“Definitivamente, este va a ser el año donde Panamá va a romper récords en generación distribuida”, afirmó Carlo Melillo durante una entrevista con Energía Estratégica.

El ejecutivo subrayó que, tras el récord de adición de 32,58 MW alcanzado en el año 2023, se espera cerrar este 2024 superando esa cifra. Sin embargo, reconoció que alcanzar los 200 MW es un objetivo ambicioso aún: “Estimaría yo un número más cercano a 150 MW. En 2025, seguramente podamos llegar a los 200 MW”.

El avance de la generación distribuida será catalizado en los próximos años por la implementación de la Estrategia Nacional de Generación Distribuida (ENGED), la cual prevé alcanzar 1700 MW de capacidad instalada de autoconsumo renovable para 2030. Este objetivo ha creado un gran horizonte de negocios para distribuidores de soluciones energéticas como Amara NZero, que ha experimentado un crecimiento sostenido de entre 50% y 100% mensual desde su llegada.

Entre los factores que han facilitado este despegue se encuentra la eliminación del impuesto selectivo al consumo (ISC) en componentes de energía solar. Al respecto, Melillo explicó que, aunque el impacto directo sobre el costo final de las instalaciones no es significativo, los instaladores han podido ofrecer propuestas más competitivas a los consumidores finales.

“El ISC no está resonando como un descuento… pero sí se ve reflejado el impacto que éste está teniendo. A pesar de que es una cifra que no repercute excesivamente el costo final, cada grano de arena suma a esta cadena de valor”, aseguró.

El Country Manager para Panamá y Centroamérica en Amara NZero subrayó que este tipo de beneficios fiscales y los avances en el marco regulatorio han permitido que el mercado solar de Panamá madure a un ritmo acelerado. “Estamos saliendo de la zona de inmadurez de la generación distribuida a una zona más madura con un poco más de mercado y participación”, señaló.

Además, observó que la reducción de costos ha contribuido a que el retorno de inversión en proyectos solares haya disminuido de seis o cinco años a plazos de tres o tres años y medio.

Con la entrada de la nueva administración de gobierno, el referente empresario sugirió que la autoridad encomiende a las distribuidoras energéticas ampliar el porcentaje de inyección de energía, se continúen impulsando políticas de incentivos para la adopción de nuevas tecnologías y se promueva el reciclado de productos como paneles solares y cables fotovoltaicos, los cuales contienen componentes que pueden ser reutilizados:

“Estoy totalmente convencido de que el que lo haga debe tener una remuneración o un incentivo por hacerlo”, argumentó, insistiendo en la necesidad de una estrategia integral que garantice la sostenibilidad del sector.

La entrada Carlo Melillo: “Este va a ser el año donde Panamá va a romper récords en generación distribuida” se publicó primero en Energía Estratégica.

La situación de las tarifas energéticas en Chile ha sido uno de los grandes debates a lo largo de las últimas semanas, producto del proyecto de ley elevado por el Ministerio de Energía para ampliar la cobertura del subsidio eléctrico, entre los cuales se prevé que los PMGD aporten para tal subvención y ayuden a la disminución de la tarifa de los clientes eléctricos. 

Bajo ese contexto, la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (ACENOR) presentó una serie de propuestas para mitigar los costos del sistema eléctrico del país y materializar una reducción de las cuentas de los usuarios finales. 

“Tenemos oportunidades de mejora en los costos de transmisión, dado que crecieron cerca del 30% en dólares en cuatro años, con planes de expansión a un promedio de USD 600 millones por año que intentan impulsar una mayor capacidad de transmisión; pero eso lo paga el cliente final”, indicó Javier Bustos, director ejecutivo de ACENOR. 

“Pero si asignamos parte de los costos de transmisión a la generación, su desarrollo será más eficiente, y se podrá contener el alza de costos que implica la nueva infraestructura de transporte de la energía”, añadió en conversación con Energía Estratégica. 

Puntualmente, el gremio recientemente dio a conocer que, a nivel internacional, Chile tiene costos totales de suministro eléctrico 70% más altos que en Perú, 13% más que en Francia, 8% más que en Alemania y 5% más que en España.

Y en este contexto, se observa que el costo total de suministro de electricidad en Chile (energía, potencia y cargos sistémicos, sin considerar el pago de redes de transmisión y distribución) pasó de 63 USD/MWh en 2020 a llegar a un máximo de 183 USD/MWh en julio de 2022. Desde julio 2023 ha convergido a niveles de 80 USD/MWh.

De tal manera que, según datos de ACENOR, el precio final a cliente libres promediaba 87 USD/MWh en 2020, llegó a un máximo de 124 USD/MWh en febrero de 2023 y durante el 2024 se encuentra en 112 USD/MWh, lo que resultó en un incremento de 26% en 4 años.

Cabe recordar que cerca del 70% de los clientes libres encuestados por la consultora In-Data y cuyos resultados fueron dados a conocer en el Evento Anual de ACENOR, ya tienen contratos renovables; y dentro de ellos, el 80% poseen medios de certificación correspondientes. Sumado a que cada vez más usuarios avanzan en la instalación de sistemas de autoconsumo y almacenamiento de energía.

Bustos de ACENOR: “Prácticamente todos los clientes libres están buscando contratos renovables”

Pero más allá de ello, la asociación remarcó la necesidad de modificar el período de control de punta para el pago de potencia, de seis a cuatro meses, en pos de evitar la reducción de la producción que realizan las empresas o el uso de la generación con diésel por parte del sector industrial. 

“Los seis meses son un rezago histórico de cuando el año hidrológico partía en abril, pero el sistema eléctrico chileno no es 70% hidroeléctrico como en su momento y abril y septiembre son meses donde no hay demandas máximas importantes por las cuales haya que cobrar un extra al consumo en el horario de punta”, manifestó Bustos.

“La suma de cargos representa una mochila cada vez más pesada para los clientes, pero todos los actores del sistema, no sólo los clientes, deben contribuir en forma eficiente al funcionamiento de sistema eléctrico. La transición energética tiene la virtud de avanzar en un costo de energía más competitivo, aunque no debemos olvidar el precio final de las cuentas. Podemos volver a ver precios competitivos como hace cuatro o cinco años atrás, pero las diferencias están dadas principalmente en el aumento en el pago de cargos sistémicos y de la transmisión”, subrayó. 

La entrada ACENOR propuso diversas medidas para bajar las tarifas de los usuarios libres en Chile se publicó primero en Energía Estratégica.

La Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER) ha presentado hoy una actualización clave de su Estrategia para la Transición Energética en Guatemala. Esta actualización reitera que la mejor alternativa para garantizar un futuro energético seguro y sostenible para el país radica en la integración prioritaria de fuentes renovables dentro de la matriz de generación eléctrica.

“En un momento crucial para el sector eléctrico guatemalteco, AGER hace un llamado a las autoridades, inversionistas y todos los actores del sector para tomar decisiones estratégicas que impulsen la adopción de energías renovables. Esta estrategia, es el resultado de estudios exhaustivos y un análisis de proyecciones a largo plazo, en la que se reafirma que Guatemala cuenta con el potencial necesario para satisfacer la creciente demanda energética, alcanzar el 80% de generación renovable y consolidarse como un líder en energía sostenible en la región”, afirmó Rudolf Jacobs, presidente de Junta Directiva de AGER.

“La situación actual del sector eléctrico demanda acciones inmediatas y concretas. El país no solo debe atender la creciente demanda interna, sino también aprovechar el momento histórico que presenta la licitación PEG-5, la más grande de su historia, para atraer inversiones en energías limpias y tecnologías sostenibles,” afirmó Astrid Perdomo, Directora Ejecutiva de AGER. El documento presentado por AGER destaca que las energías renovables, como la hidroeléctrica, la solar, la eólica y la geotérmica, no solo son más eficientes a largo plazo, sino que también proporcionan estabilidad en las tarifas eléctricas y reducen la dependencia de combustibles fósiles.

Estas fuentes ofrecen una solución viable y económica frente a las tecnologías no renovables, cuya volatilidad en los costos de combustibles internacionales representa un desafío para la seguridad energética del país. Según las proyecciones de AGER, la falta de inversión en nuevas plantas de generación podría desencadenar una crisis energética a mediano plazo, elevando los costos del mercado y amenazando con un déficit en el suministro de electricidad para el año 2027. Sin embargo, los estudios muestran que al aumentar la participación de energías renovables en la matriz eléctrica, se puede reducir este riesgo y garantizar un suministro seguro y accesible para todos los guatemaltecos. Se debe mantener la confianza de inversión en el país, creando las condiciones propicias para el desarrollo de plantas de generación de todo tipo.

Guatemala cuenta con un potencial del 88 % de generación de energía a partir de fuentes renovables, una oportunidad que, si se aprovecha correctamente, puede transformar al país en un exportador clave de energía limpia en la región centroamericana y México. AGER insiste en que este es el momento para actuar de manera decisiva y congruente, acelerando la inversión en infraestructura de transmisión y generación renovable.

La actualización de la estrategia también destaca la importancia de modernizar el sistema eléctrico, haciéndolo más flexible y eficiente. Se subraya que la expansión urgente de las redes de transmisión y el desarrollo de tecnologías de almacenamiento de energía son componentes clave para garantizar la transición hacia una matriz energética sostenible y competitiva.

AGER insta a las autoridades y al sector privado a trabajar de manera conjunta en la implementación de esta estrategia. El éxito de la transición energética en Guatemala dependerá de un compromiso interinstitucional, con acciones concretas, coordinación y liderazgo firme y de una visión a largo plazo que permita no solo alcanzar las metas energéticas del país, sino también asegurar un futuro próspero y sostenible para las generaciones venideras.

Altas expectativas de generadores renovables por la Licitación PEG-5 y el rol del almacenamiento en Guatemala

La entrada AGER presenta una actualización de su Estrategia para la Transición Energética en Guatemala se publicó primero en Energía Estratégica.

Seraphim, un fabricante líder mundial de productos solares firmó recientemente un acuerdo de distribución de módulos de 50 MW con Enerpoint, un distribuidor muy respetado en México. La colaboración aprovecha al máximo sus respectivas fortalezas en el campo fotovoltaico (PV) y refuerza el desarrollo del mercado fotovoltaico en la región.

En virtud de este acuerdo, Enerpoint importará y distribuirá un total de 50 megavatios (MW) de módulos de celdas rectangulares de 610 W N-TOPCon y módulos bifaciales de 710 W HJT de Seraphim, que son opciones perfectas para proyectos solares comerciales e industriales a gran escala.

Con una tecnología de celdas innovadora y de múltiples barras colectoras delgadas, estos módulos no solo ofrecen pérdidas de energía reducidas y una bifacialidad del 80 % ± 5 %, sino también una utilización mejorada del espacio del contenedor de hasta el 99%, lo que reduce significativamente los costos logísticos y mejora el retorno de la inversión.

“Seraphim tiene una trayectoria comprobada en la industria de innovación tecnológica continua, alta calidad y productos confiables, lo que lo convierte en uno de los proveedores de energía fotovoltaica más confiables de la región y del mundo”, afirmó Miguel Rodríguez Torres, director ejecutivo de Enerpoint. Continuó: “Con el mercado solar global avanzando rápidamente hacia una nueva era, Enerpoint tiene el privilegio de asociarse con Seraphim para contribuir a la transición energética de México”.

“Es un honor para Seraphim establecer la cooperación y la firma de este acuerdo, marca una asociación más estable entre nosotros”, comentó Insan Boy, vicepresidente de ventas globales de Seraphim. “Esperamos futuros esfuerzos de colaboración entre ambas partes para promover el desarrollo del mercado fotovoltaico mexicano e impulsar la popularización y aplicación de la nueva energía fotovoltaica”.

El mercado fotovoltaico de México tiene un potencial significativo debido a sus abundantes recursos solares, lo que ofrece un panorama prometedor para el crecimiento. Como innovador en el sector solar, Seraphim ha entregado productos confiables y de alta eficiencia y servicios excepcionales a los clientes locales durante muchos años. Manteniendo los valores fundamentales de «Cambiar el futuro hacia un mundo mejor», Seraphim continuará impulsando la transformación de la energía sustentable y contribuyendo al progreso de México en el sector de la energía renovable.

Acerca de Seraphim Energy Group

Desde su fundación en 2011, Seraphim ha logrado hitos importantes en producción, I+D e innovación tecnológica. Para 2024, la capacidad de producción global de Seraphim alcanzó los 13 GW, lo que le valió la distinción de fabricante de primer nivel de BNEF durante 10 años consecutivos y la distinción de mejor desempeño de PVEL cinco veces. Los productos de Seraphim han demostrado un excelente desempeño en diversas condiciones naturales en más de 120 países y regiones.

Acerca de Enerpoint

Desde su fundación en 2019, Enerpoint es una respetada empresa de soluciones energéticas, se consolidó como un proveedor importante de soluciones fotovoltaicas en México. Con amplios canales de venta y un profundo conocimiento del mercado, además de especializarse en la distribución de energía renovable en sus ocho Centros de Distribución en México ubicados en CDMX, Guadalajara, León, Puerto Vallarta, Aguascalientes, Torreón, Morelia y Tepatitlán, Enerpoint se compromete a proporcionar a los clientes soluciones fotovoltaicas de alta calidad que satisfagan las necesidades cambiantes de los mercados mexicano y latinoamericano.

La entrada Seraphim firma un acuerdo de distribución de módulos de 50 MW con Enerpoint se publicó primero en Energía Estratégica.

La licitación PEG-5 podría convertirse en un punto de inflexión para el desarrollo del sector energético en Guatemala. Este proceso promete ser la mayor licitación en la historia del país, con la contratación de entre 1200 MW y 1500 MW, de acuerdo con lo señalado por las autoridades locales.

Alejandra Maldonado, profesional experta en comercialización de energía, consideró que la capacidad de contratación prevista para la PEG-5, comparada con su predecesora la PEG-4, podría producir cambios favorables en el mercado.

“Definitivamente, la PEG-5, generará un impacto positivo en el mercado”, aseguró Alejandra Maldonado en conversación con Energía Estratégica.

No obstante, la ejecutiva comercial aclaró que los resultados obtenidos de licitaciones de largo plazo, no suelen modificar directamente las condiciones de las transacciones entre privados. “Los resultados de la Licitación PEG-4 no repercutieron de forma inmediata a la comercializadora durante los procesos de renovación, seguramente en el futuro lo harán”, mencionó la especialista. Esto se debe a que estos procesos competitivos están más orientados a cubrir la demanda regulada que a influir directamente en el mercado de contratos entre privados.

Ahora bien, una vez que entren en operación tanto los proyectos adjudicados de la PEG-4 como los de la PEG-5, el beneficio no solo se reflejaría en la demanda regulada, sino también en las transacciones comerciales entre privados, quienes aprovecharían los excedentes de energía.

“Se espera que, con la entrada de nuevos proyectos, que reduzcan la necesidad de utilizar tecnologías más costosas, el precio spot tenga cierta estabilidad”, mencionó Maldonado, quien además tiene expertise en el mercado como analista de proyectos de energía.

Aquel no sería el único efecto positivo de aumentar el parque de generación. Primeramente, la entrada de proyectos de gran escala a partir de la PEG-5 aliviaría la actual escasez de energía y potencia en el país. Al respecto, la ejecutiva observó que “estamos atravesando un período de escasez de energía y ahora también enfrentamos una falta de potencia” y comentó:
“En años anteriores, las comercializadoras no tenían problema al buscar potencia en el mercado para cubrir Demanda Firme, no siempre se encontraba energía pero al estar cubiertos con potencia, se cumplía con la normativa; sin embargo, en la actualidad nos enfrentamos al gran problema de déficit tanto de energía como de potencia”, resaltó la analista de proyectos de energía y experta en comercialización.

La licitación PEG-5 es vista como una oportunidad para aportar una mayor firmeza al sistema eléctrico, especialmente ante la creciente participación de renovables en la matriz energética del país.

“Definitivamente creo que la incorporación de más energía renovable nos ayudará, como país, a reducir nuestra huella de carbono. Sin embargo, también necesitamos firmeza, y es aquí donde el almacenamiento de energía juega un papel crucial para complementar”, añadió Alejandra Maldonado.

En este sentido, el almacenamiento de energía podría ser una solución para enfrentar la intermitencia de las fuentes renovables y asegurar la estabilidad de la oferta, aunque su implementación aún presentaría desafíos regulatorios y económicos, según la óptica de Maldonado.

Dicho esto, la licitación PEG-5 no solo podría apuntar a solucionar el déficit de potencia y energía en el mercado, sino que podría estimular la inversión en tecnologías de almacenamiento, proporcionando una vía para que Guatemala afronte los desafíos de una transición energética hacia fuentes renovables.

La esperada entrada de los proyectos adjudicados a mediano plazo no solo aliviaría la presión del mercado de oportunidad, sino que también abriría una nueva etapa para la comercialización de energía entre privados, aportando más estabilidad al precio spot y dinamizando el mercado mayorista en su conjunto.

La entrada Licitación PEG-5 y su impacto en el mercado entre privados: más renovables y estabilidad de precio spot se publicó primero en Energía Estratégica.

La Climate Week New York 2024 se centró en diez temas, destacándose como prioritarios la energía, la justicia ambiental y la política. José Raúl Mulino, presidente de la República de Panamá participó de esta edición. “Un futuro verde, mejor y más seguro” fue la consigna de su discurso durante la denominada Cumbre del Futuro. 

“Las decisiones que tomemos o dejemos de tomar hoy pueden hacer que retrocedamos aún más o que avancemos hacia un futuro más verde, mejor y más seguro”, introdujo el pdte. Mulino como orador en la sesión plenaria. 

“Por este motivo, no podemos hablar de Cumbre del Futuro, ni de los documentos que de ella emanan, sin mencionar nuestra agenda común del secretario general de UN, que actúa como un mecanismo para acelerar la implementación de los acuerdos existentes, incluidos los Objetivos de Desarrollo Sostenible”, añadió. 

De allí que, como representante de Panamá, haya adherido al Pacto por el Futuro, la Declaración de las Generaciones Futuras y el Pacto Digital Mundial. “Estos documentos contienen el ideal para el bienestar de la humanidad a largo plazo”, expresó.

Siguiendo las instrucciones del presidente, la delegación de Panamá asistió a una serie de foros para contribuir al debate en torno a estos temas. Entre ellos, Juan Carlos Navarro, ministro de Ambiente de Panamá, asistió a cumbres como “High Ambition for the High Seas”,  «Addressing Transformative Change as part of the United Nations 2030 Agenda», «Faith for Our Planet», entre otras. 

Y, en el marco del programa “Nasdaq Trade Talks”, realizado durante la Climate Week NY, expresó: “A pesar de las promesas, necesitamos acciones concretas para enfrentar el cambio climático, empezando con energías limpias y una economía verde”.   

“Las alianzas con el sector privado son clave para aprovechar oportunidades en inteligencia artificial, energía solar y movilidad eléctrica”, agregó en su cuenta en X, señalando el gran potencial del mercado panameño en tres industrias globales en ascenso. 

En exclusiva para Energía Estratégica, el ministro de Ambiente de Panamá precisó: 

“El gobierno del presidente Mulino tiene como prioridad la conservación del patrimonio natural panameño y el impulso de las energías limpias, como pasos concretos para enfrentar el fenómeno global del cambio climático”.

Y confió: “Por mandato del presidente, esperamos impulsar un verdadero desarrollo sostenible en alianza con el sector privado para generar empleo e inversión en armonía con la naturaleza”. 

La entrada Panamá verde: el mandato del presidente Mulino que potenciará la sostenibilidad en el mercado se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil abrió una consulta pública hasta el 28 de octubre para definir los lineamientos para la realización de la 1° subasta para la contratación de energía eléctrica proveniente de sistemas de almacenamiento de energía en baterías del país. 

La convocatoria se denominaría “Subasta de capacidad de reserva –  LRCAP Almacenamiento” y la ordenanza N° 812 / 2024 plantea que se llevaría a cabo en junio de 2025; mientras que el inicio del suministro está previsto para julio de 2029 por un contrato a 10 años. 

Esto confirma las intenciones del titular de la cartera energética del país, Alexandre Silveira, quien había anticipado la preparación de la licitación donde podrán participar los sistemas de storage con baterías y las hidroeléctricas reversibles. 

Además, representaría cambios estructurales ya que el país todavía no había incorporado a las baterías como tecnología posible de participar en subastas de esta índole, a pesar que este año se esperaba su participación tras la última consulta pública donde el 15% de las observaciones fueron sobre el storage. 

Los proyectos contratados en el LRCAP Almacenamiento 2025 deberán negociar la disponibilidad de energía en forma de potencia (al menos 30 MW), y el compromiso de entregar la máxima disponibilidad de energía será igual a 4 horas diarias, definidas por el ONS durante la etapa de programación diaria o de operación en tiempo real, garantizando el tiempo de recarga del proyecto. 

Además, se prevé que, debido a la disponibilidad de la potencia contratada, el titular del proyecto tendrá derecho a un ingreso fijo (R$/año), a pagar en doce cuotas mensuales, que podrá reducirse según el cálculo del desempeño operacional de los meses anteriores.

Y cabe recordar que tanto el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) y la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) incluyeron las regulaciones para el almacenamiento en su agenda del cierre del 2024 o comienzos del 2025, con foco puesto en los requisitos de conexión al Sistema Interconectado Nacional (SIN), procesos de integración y las reglas de planificación, programación, operación en tiempo real y post-operación. 

Por lo que las observaciones recibidas por el MME en la consulta pública podría colaborar tanto a la propia subasta de capacidad como a las regulaciones y condiciones necesarias para la inserción de las baterías a gran escala en el sistema eléctrico de Brasil, lo que ayudaría a reducir el uso de termoeléctricas fósiles de emergencia y salvar embalses hidroeléctricos.

“El almacenamiento de energía eléctrica puede ayudar a reforzar estructuralmente la seguridad del sistema eléctrico brasileño. Además, se pueden combinar con fuentes solares, para brindar a los consumidores más independencia, autonomía, versatilidad y control sobre su uso de electricidad”, explicó Rodrigo Sauaia, director general de la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR).

“Sólo en septiembre de este año, el Índice Nacional Amplio de Precios al Consumidor (IPCA) registró un aumento del 0,84% en el precio de la electricidad, debido al uso de más termoeléctricas fósiles de emergencia, siendo el principal factor del aumento del índice. en el período. Por lo tanto, la inclusión de las baterías en la subasta de reserva de capacidad allana el camino para que Brasil avance, con más fuerza, en la transición energética y en la descarbonización de las actividades económicas en los sectores productivos, haciendo uso de soluciones más sostenibles, seguras y competitivo”, concluyó Ronaldo Koloszuk, presidente del Consejo de Administración de ABSOLAR

La entrada Brasil puso a consulta pública la primera subasta de almacenamiento en baterías con miras al 2025 se publicó primero en Energía Estratégica.

Desde la reforma energética del 2013, México ha tratado de combatir la tendencia a la baja en la producción de hidrocarburos. Sin embargo, según Paul Alejandro Sánchez, analista del sector energético, a pesar de los esfuerzos por atraer inversión privada entre 2014 y 2018, el cambio de enfoque bajo la administración de AMLO detuvo este avance.

Paul Sánchez recordó que la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) dejó en pausa las rondas petroleras antes de la toma de protesta del pasado presidente, pero no se enviaron nuevas propuestas y todo se centró en asignaciones directas a PEMEX, limitando la capacidad de desarrollo.

Esta concentración de operaciones en una sola empresa ha llevado a que la producción continúe cayendo. “Aunque PEMEX ha invertido, trabajado nuevos campos e incluido los condensados, la producción no deja de caer”, comentó Sánchez . La producción que en el inicio del sexenio de AMLO era de 1.8 millones de barriles diarios, hoy se encuentra en 1.4 millones, muy lejos de la meta inicial de su gobierno de alcanzar 2.5 o hasta 3 millones de barriles diarios hacia el final de su mandato.

Este panorama refleja las limitaciones de la inversión pública para aumentar la producción. Desde su experiencia, el analista consultado considera que el país necesita un enfoque de contratos múltiples y pequeños que permita a diversas empresas desarrollar los recursos reales de México, que se encuentran principalmente en el noreste del país y requieren técnicas como el fracking. Sin embargo, el gobierno saliente ha mostrado una postura renuente a aplicar esta tecnología, lo que ha reducido las perspectivas de crecimiento a largo plazo.

Respecto a las proyecciones futuras, Sánchez no espera un cambio radical en la estrategia de la actual administración. “El nuevo director de PEMEX y la presidenta de México han indicado que se va a continuar en la misma línea: se va a desarrollar a través de PEMEX y no habrá rondas, pero lo que pudiera haber serían contratos incentivados”, afirma. No obstante, esto no parece suficiente para revertir la tendencia. “Podríamos reducir otra vez la perspectiva de largo plazo y le añado el hecho de que no tenemos una tasa de restitución de reservas adecuada”, advierte. Según el analista, la tasa de restitución de reservas de gas natural y de líquidos de hidrocarburos se encuentra muy por debajo de lo esperado, lo que deja a México con una ventana de 8 a 10 años antes de llegar a niveles mínimos de producción.

En este contexto, el anuncio de Víctor Rodríguez Padilla como director general de PEMEX incluyó una mención sobre la diversificación hacia la generación eléctrica con energía solar, eólica y el desarrollo de hidrógeno verde. Al respecto, Sánchez observó que si bien PEMEX podría estar preparándose para una mayor electrificación de las industrias, esta transición no sería inmediata. “Si continúa la caída de hidrocarburos, México se vería forzado a irse hacia la electrificación y pudiera tener sentido, pero eso no implica que tengamos la capacidad para hacerlo completamente ahora”, argumentó.

El analista destaca que México se ha convertido en el principal importador de gas natural de Estados Unidos y uno de los mayores en volumen a nivel mundial. “Esto significa que a pesar de que tenemos recursos, no los estamos desarrollando. Entonces, si nos mantenemos por esta lógica, nos enfrentaremos a una mayor importación”, añadió. Esta situación complica el panorama para una sustitución completa del petróleo con alternativas más limpias, como el hidrógeno verde, que aún se encuentra en una etapa de desarrollo y presenta desafíos para su integración en algunos sectores industriales.

Tampoco Sánchez ve viable una electrificación total de industrias como la petrolera, cementera o del acero en el corto plazo. “Sin embargo, hay otras industrias que sí creo que van a empezar a electrificarse poco a poco, incluso algunas ya tienen mucho interés de poner sus propios sistemas de generación independiente como centrales aisladas o paneles solares de generación distribuida”, opinó. Esta parte del mercado podría crecer significativamente en los próximos años, a medida que se incrementen las inversiones en energías renovables.

En cuanto a la idea de PEMEX de explorar otras áreas, como la energía eólica offshore, Sánchez considera que aún está lejos de concretarse. “PEMEX no tiene una estrategia de internacionalización ni busca oportunidades fuera del país. Es difícil pensar que la empresa vaya a mantenerse aumentando la producción sin hacer cambios radicales. Ahora, que PEMEX sea una empresa de eólica offshore, no lo veo en el corto plazo porque no es barato desarrollar este tipo de sistemas y el problema sigue siendo el mismo: tenemos un gran potencial eólico en Tamaulipas, pero no se desarrolla porque no hay suficiente infraestructura para evacuar la electricidad”.

Los desafíos financieros también se presentarían como un gran obstáculo para el porvenir del sector energético. “Para cualquier cosa se necesita dinero y si no hay cambios radicales en la forma en que PEMEX opera, en los negocios que opera, en la cantidad de personal que tiene, en la estructura financiera que maneja, todo lo que hagamos va a terminar igual”, sentenció Paul Sánchez.

Si no se realiza una estrategia de inversión adecuada, México corre el riesgo de quedarse sin la posibilidad de aprovechar sus recursos, tal como se proyectaba desde 2013. “En algún momento llegará el punto en que sin nuevas inversiones nos quedaremos sin la posibilidad de aprovechar nuestros recursos”, concluyó.

La entrada Momento de reinvención: ¿Qué hará México si se profundiza la caída de su producción petrolera? se publicó primero en Energía Estratégica.

La transición que se está produciendo en el sector energético mundial ha impulsado grandes cambios y uno de ellos tiene que ver con el rol que juega el cliente. Los países latinoamericanos tienen sus propios desafíos en este ámbito, los que han sido compartido entre las asociaciones de grandes usuarios de energía de Chile (ACENOR), Argentina (AGUERRA), Colombia (ASOENERGIA), Panamá (AGRANDEL) y Costa Rica (ACOGRACE), las que se han unido para trabajar en conjunto y relevar el rol del cliente eléctrico en la transición energética.

En este contexto, las asociaciones latinoamericanas publicaron un documento que destaca los principales cambios que se han producido en el último tiempo y la importancia de abordarlos con una mirada puesta en la demanda de energía.

A diferencia de lo que podía observarse en el antiguo paradigma del cliente pasivo, donde la demanda era conceptualizada como un mero usuario receptor, esto cambió y hoy el usuario no sólo es activo en cuanto a consideraciones de autoproducción o gestión eficiente de sus consumos de energía, sino que a la vez exige participar en la definición de objetivos y acciones de política energética, detalla el documento.

Los clientes demandan un suministro energético que sea seguro, confiable y sostenible a precios competitivos, de calidad, y bajo en emisiones. Para alcanzar una oferta e infraestructura energética con estas características, existen clientes que cada vez más tienen interés en participar de diferentes maneras. Adicionalmente, los objetivos de descarbonización nacionales sólo son alcanzables a partir de la electrificación de buena parte de los consumos energéticos. Para que ello sea viable, es necesario que el suministro eléctrico renovable, y de base, sea accesible a precios competitivos, añade el escrito.

En conjunto, estas ideas enfatizan la importancia de abordar la transición energética de manera completa, con la participación activa de los consumidores, la búsqueda de precios competitivos y la promoción de fuentes de energía más limpias. Este enfoque integral es esencial para forjar un futuro energético más sustentable, concluye el documento titulado “Rol del Cliente en el centro de la Transición Energética” y que puede descargar aquí: https://acenor.cl/wp-content/uploads/2024/09/Rol-del-Cliente-en-la-Transicion-Energetica-septiembre-2024.pdf

La entrada Asociaciones latinoamericanas destacan el rol del cliente eléctrico en la transición energética se publicó primero en Energía Estratégica.