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En un contexto donde las renovables ganan terreno en el mix energético de Latinoamérica, la necesidad de contar con un sistema eficiente de almacenamiento de energía se vuelve cada vez más apremiante. 

Algunos países de la región ya dieron pasos adelante sobre las normativas legales y técnicas para la implementación de los sistemas de baterías (BESS) en diversos segmentos del sector energético, como por ejemplo Chile con el reglamento de transferencias de potencia (publicado en junio de este año) e incluso la concesión de terrenos fiscales para proyectos stand-alone. 

Mientras que otros pusieron incluyeron las regulaciones para el almacenamiento en su agenda del cierre del 2024 o comienzos del 2025, como por ejemplo el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) y la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil 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 ello, Alessandra Amaral, directora ejecutiva de la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT), enfatizó la importancia de establecer regulaciones similares en la región que faciliten el uso y la integración de las baterías.

“Es probable que con el tiempo tengamos reemplazo de las fuentes firmes con almacenamiento más barato y con otras características. Por lo que sería oportuno tener regulaciones que fueran las más adecuadas y padronizadas en la región”, sugirió en conversación con Energía Estratégica, haciendo referencia a la evolución tecnológica y económica que puede transformar el panorama energético.

“Se ve un intercambio entre los reguladores de Iberoamérica con el deseo de tener una regulación homogénea y uniforme para propiciar el intercambio, porque el mercado es abierto y para que los suministros de los países sean similares”, subrayó.

Es decir que Amaral hizo un llamado a los gobiernos, reguladores y players de la región para que trabajen en conjunto en la creación de un marco normativo más coherente, que podría potenciar la inversión en tecnologías; porque de lo contrario podría limitar el potencial de crecimiento de los sistemas de almacenamiento, que son cruciales para garantizar una transición energética exitosa.

Incluso, la propia Asociación proyectó inversiones de USD 431.000 millones  para la transición energética en Latinoamérica al 2040 (escenario optimista), que deberán ser desarrolladas exclusivamente por los operadores del sistema de distribución y que responden a vectores de electrificación de nuevos usos, electromovilidad, conexión de generación distribuida renovable, digitalización y automatización, infraestructura AMI, calidad de servicio, actualización de la red, almacenamiento en baterías, normalización/pérdidas y universalización de la energía.

Sin embargo, la implementación de un marco regulatorio uniforme no está exenta de desafíos. Hecho que no fue pasado por alto por la directora ejecutiva de ADELAT, quien señaló que “resulta algo difícil de lograr por las características particulares de cada país y por la conformación de la matriz energética».

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Guatemala se enfrenta a desafíos energéticos que comparten muchas naciones del mundo, y para Carmen Urízar, exministra de Energía y Minas, es fundamental no perder de vista el papel clave que tiene la licitación PEG-5 para resolver muchos de ellos. Esta licitación no solo será crucial para mantener el liderazgo de Guatemala en la región en cuanto a la ampliación de su parque de generación, sino también para continuar aprovechando el vasto potencial renovable del país.

«Estamos ante el reto de una incorporación todavía mayor de energías renovables», afirmó la exministra, quien ahora es directora de Energy & Infrastructure Analysis Center (EIA Center) y presidenta de la Iniciativa de Mujeres en Energía de Centroamérica (IMEC).

De acuerdo con Carmen Urízar, Guatemala ha logrado avances significativos en la diversificación de su matriz eléctrica, pero no es momento para bajar la guardia. La próxima licitación PEG-5, que tiene como objetivo garantizar la incorporación de casi 1,500 MW adicionales al sistema, si bien también iría a dar lugar a fuentes de base a partir de gas natural, es esencial para seguir reforzando la sostenibilidad del sector integrando energías renovables.

Urízar, quien también se desempeñó como presidenta de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) entre los años 2012 y 2016, destacó en conversación con Energía Estratégica que el país ha avanzado en la creación de normativas innovadoras, incluyendo la reciente aprobación de la normativa de almacenamiento de energía que llega en el momento indicado: «Estamos contentos de que se haya aprobado la normativa de almacenamiento en respuesta a asuntos que hoy Guatemala está enfrentando», comentó, refiriéndose al esfuerzo por mantener la robustez de la red de transmisión y darle estabilidad a las fuentes intermitentes como eólica y solar.

En la diversificación estaría la clave. De acuerdo con la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER), Guatemala tiene aún un 88% de su potencial de energías renovables por impulsar. Las cifras para la energía eólica y solar son reveladoras: de los 700 MW potenciales a partir de la cinética del viento, solo 107 MW están operativos y, con tecnología fotovoltaica, de un estimado de 7000 MW de capacidad solar, el país apenas cuenta con 523 MW instalados. Pero aquello no sería todo.

De los 5000 MW de energía hidráulica aprovechable, solo se han utilizado 1528 MW. Y en el caso de la energía geotérmica, de los 1000 MW disponibles, únicamente 34 MW están en operación. Durante su análisis Carmen Urízar, se detuvo en los últimos dos para realizar dos observaciones que permitirían destrabar todo su potencial.

Por un lado, mencionó que uno de los recursos más prometedores pero subexplotados en Guatemala es la energía geotérmica. «Hoy por hoy, prácticamente estamos aprovechando tan solo el 3% del potencial, y tenemos un potencial casi de 1,000 megavatios», observó Urízar. La energía geotérmica tiene la ventaja de ser una fuente base, lo que la convierte en un recurso extremadamente valioso para una matriz energética diversificada. «Es energía base que no contamina y está disponible las 24 horas del día», destacó.

Por otro lado, Urízar reconoce que la implementación de proyectos hidroeléctricos en Guatemala, a pesar de su gran potencial, no está exenta de desafíos. Uno de los principales obstáculos sería la oposición de las comunidades locales, especialmente en proyectos de gran envergadura: «El conflicto social puede retrasar los proyectos», advirtió. Por lo que cree que es necesario un enfoque integral que incluya a diversas instituciones del Estado, desde el sector eléctrico hasta los ministerios de Gobernación y Justicia, para garantizar un diálogo social eficaz y evitar aplazamientos innecesarios.

Estos tipos de recurso eólico y solar, con o sin baterías, sumado a hidroeléctricas y geotermia, no solo contribuiría a la seguridad energética del país, sino que también haría a Guatemala dar pasos firmes en pos de la sostenibilidad del sector eléctrico y la descarbonización de su economía.

«Aprovechar todo ese potencial no solo nos permitirá continuar con la diversificación eléctrica, sino también ser consecuentes con la transición energética y los objetivos frente el cambio climático con los que nos comprometimos internacionalmente», consideró Carmen Urízar.

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Island Power, S.A. (IPSA), empresa pionera en la generación de energía a base de gas natural y operador de microrredes más grande de Panamá, está atenta al desarrollo de la licitación de 500 MW de energía y potencia firme en el país. Oscar De Leon, gerente general de IPSA, exhortó a las autoridades a no dilatar más la realización del proceso, argumentando que el sector eléctrico panameño está en condiciones de llevar a cabo la licitación de manera inmediata y sin mayores cambios a la metodología actual.

“Yo considero que a esta licitación hay que hacerla ya con lo que tenemos, con energía y potencia firme. Tenemos suficientes actores; contamos con más de 62 empresas de generación y suficiente oferta para lograr precios muy competitivos, por lo menos en el periodo que sigue de 5 años y, si lo hacemos de largo plazo, en un periodo de hasta 10 años”, aseguró Oscar De Leon en conversación con Energía Estratégica.

El ejecutivo observó que la reciente entrada en operación de la planta de gas natural en Gatún podría contribuir a estabilizar los precios del mercado spot en un rango de 50 a 60 dólares por megavatio hora. Esta tendencia, subrayó, marcaría un precedente sobre el precio de la energía que pueden ofrecer otros agentes del mercado libre pero también una referencia para licitaciones futuras. Sin embargo, enfatizó que la ASEP deberá permitir que los precios se regulen por el mercado, con menor intervención a través del oferente virtual.

“En el caso de las licitaciones, lo que pasa es que la metodología que se utiliza en Panamá involucra un algoritmo de optimización de ofertas con un oferente virtual. Ante esto, hay dos opciones: se pone un valor para que el algoritmo converja en un valor X muy alto o se pone un valor para que se convierta en un tope de precio de potencia y energía que es lo que ha estado haciendo la ASEP”, explicó De Leon. Según el directivo, la primera opción es preferible, ya que le permitiría al mercado buscar su precio real, mientras que la segunda opción podría eliminar la competencia corriendo el riesgo de que no se cubran los requerimientos como ha pasado en licitaciones previas pero de corto plazo.

Para contribuir a la competitividad de las ofertas que se presenten ya sean solo potencia firme, solo energía o combinación de ambas, el referente empresario mencionó que muchas plantas térmicas de bunker, cuyos contratos vencen en 2025 o 2026 y ya están amortizadas en su valor, ofrecen una opción de potencia firme interesante para los próximos años. Desde su perspectiva permitirles participar a estas térmicas además de nuevas centrales solares en las futuras licitaciones permitiría garantizar la seguridad energética al menor costo: “Manteniendo la seguridad energética, que es lo más importante en el país, y manteniendo el tema de los costos bajos, creo que las combinaciones que se podrían dar de bunker para potencia y solar para energía serían muy buenas para el país en los siguientes cinco a diez años”, señaló.

Ahora bien, el gerente de IPSA realizó aquella mención entendiendo que las bases de licitación iniciales contemplaban solo la participación de energías renovables con o sin almacenamiento, dejando fuera a las térmicas no renovables. A la espera de la definición de la nueva administración de gobierno, el referente empresario puso a consideración que si se espera a incorporar nuevas tecnologías, como el almacenamiento en baterías, en esta primera licitación, el proceso podría retrasarse hasta dos años más.

“La licitación debe llevarse a cabo lo antes posible, tenemos suficientes oferentes para hacerla y luego, con calma, podemos sentarnos en una mesa a discutir cómo se debe incorporar el tema baterías. Mucha gente tiene muchas buenas ideas y experiencia para aportar en esto”, puntualizó De Leon.

Y, reiterando que cualquier cambio en las reglas de compra debe analizarse con cautela y en un contexto más amplio, para no obstaculizar el avance del sector, el referente empresario insistió: “En esta primera licitación, que yo digo que hay que hacerla cuanto antes, no debemos estar cambiando mucho las formas. Ya conocemos la metodología y nos sentimos confortables con ella. Si a futuro los actores decidimos que podemos aplicar otra metodología, pues magnífico. Buscaremos una que sea más óptima. Por ahora, no creo necesario hacer ningún cambio en las reglas de compra”.

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La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) perdió a cuatro miembros claves para el sector: las firmas Mainstream, Ibereólica, RWE y Acciona Energía solicitaron la baja como socios de la entidad a lo largo de las últimas semanas y tras varios años dentro del gremio. 

Las salidas se dan en medio del debate del proyecto de ley que busca ampliar los subsidios en las cuentas eléctricas que, entre otros puntos, propone que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) financien los subsidios y ayuden a la disminución de la tarifa de las pequeñas y medianas empresas (PyMES). 

Según pudo saber Energía Estratégica, la renuncia tiene como factor común en el accionar del gremio y en el “alejamiento de los principios y objetivos fundamentales” de las compañías. 

“En los últimos meses las actuaciones de ACERA se han enfocado en favorecer los intereses de un segmento específico de la industria, abandonando la urgente necesidad de resolver los problemas críticos en que se encuentra el sector renovable en su conjunto, contradiciendo su misión de defender el desarrollo armónico de las tecnologías limpias en todas sus escalas, velando por un mercado competitivo, con condiciones equitativas y en beneficio de una transición energética justa”, asegura el pedido de renuncia de Acciona.

“Desafortunadamente, la Asociación se ha transformado en un actor más del coro que se resiste al cambio, justamente en un momento crítico en que los desafíos de la transición energética y la crisis que viven muchas empresas renovables exigen modificaciones profundas al marco regulatorio vigente”, agrega el documento que lleva la firma de Miguel Arrarás, gerente general de dicha compañía. 

Es decir que el rechazo de ACERA a la propuesta gubernamental de ampliar el subsidio eléctrico, subvencionados por los PMGD, a partir de una “gestión unilateral” de la asociación y sin el aparente consenso de sus miembros, lo que generó desacuerdos sobre el precio estabilizado de los PMGD y que derivó en el detonante de un momento delicado de quiebre para el gremio.

¿Por qué tanta relevancia? Las cuatro empresas de renombre internacional tienen una vasta experiencia y presencia en el sector renovable de Chile, a tal punto que Mainstream posee alrededor de 1,1 GW de capacidad instalada y 267 MW en construcción e Ibereólica instaló 778 MW eólicos (y otros 77 MW solares y 923 MW en desarrollo junto a Repsol).

Mientras que Acciona cuenta con alrededor de 1 GW renovables operativos en el país sobre los casi 12 GW en los que participó internacionalmente entre diversas tecnologías de generación renovable y almacenamiento de energía. 

En tanto que, a principios del corriente año, RWE ingresó al Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) su primer proyecto en Chile tras más de 125 años de trayectoria y 8300 MW de potencia a nivel global. Puntualmente, se trata del parque híbrido Los Durmientes, que contará con 244 MW fotovoltaicos y 255,4 MW en baterías, y que se emplazará en la comuna y Región de Antofagasta.

ACERA no se quedó al margen

Desde el gremio que nuclea a más de 150 socios entre desarrolladores, generadores y proveedores de productos y servicios, reconocieron y lamentaron las recientes salidas de las empresas mencionadas, pero entendieron que “es parte del ciclo natural que está viviendo el sector energético en Chile”.

“A causa del proceso de estabilización de tarifas, la falta de inversiones en transmisión y el tremendo éxito de la inserción de las ERNC, que actualmente se acercan al 40% de la capacidad instalada del país, enfrenta desafíos nuevos y cada vez más complejos, que no han dejado indiferente a nadie, y ACERA no es la excepción. El escenario actual pone en evidencia la necesidad de seguir buscando consensos y acuerdos que beneficien a la industria y establezcan las condiciones para la inversión, para sortear con éxito el segundo tiempo de la transición energética”, indica un documento emitido a sus socios. 

“ACERA vive un ciclo propio de esta etapa de transformación, marcado por desafíos económicos y regulatorios, y, como lo ha hecho en otras ocasiones, enfrentará estos cambios con diálogo y la búsqueda de soluciones compartidas entre sus socios”, agrega. 

Por lo que el gremio remarcó la importancia de una discusión fructífera sobre los temas que atraviese la industria renovable, que en esta oportunidad se originan en la propuesta de un proyecto de ley que intenta obtener, desde el sector privado, recursos para un subsidio de la tarifa eléctrica y que desde ACERA entienden que el mismo “debiese ser aportados por ser aportado por el Estado, quien precisamente es el proponerte del subsidio”. 

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La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) y el Ministerio de Minas y Energía informan a la ciudadanía la activación del Mecanismo para el Sostenimiento de la Confiabilidad Energética, en el marco de la Resolución CREG 026 de 2014. Esta medida se adopta en respuesta a las condiciones energéticas actuales del país, marcadas por la temporada seca y la disminución de los niveles hídricos, asegurando así el suministro eléctrico de manera confiable y oportuna.

El Mecanismo para el Sostenimiento de la Confiabilidad Energética es un conjunto de medidas que tiene como propósito mantener la capacidad de generación energética del país en condiciones críticas de baja hidrología, como las que se presentan debido a la crisis climática. “La activación de este mecanismo garantiza que se tomen acciones anticipadas para gestionar eficientemente los recursos energéticos del país”, asegura el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho. Dicho mecanismo supone:

Evaluación de los embalses y la oferta de energía: Periódicamente el Centro Nacional de Despacho (CND) evalúa los niveles agregados de agua en los embalses del país. En este proceso se compara el nivel de agua almacenada con la senda de referencia, una proyección establecida para garantizar que los embalses cuenten con el agua suficiente para cubrir la demanda en temporadas secas.
Activación del mecanismo ante niveles bajos de embalses: Si los niveles de los embalses se acercan a la senda de referencia y los precios del mercado energético no activan las señales del cargo por confiabilidad, se pone en marcha el mecanismo. Esto implica que el CND define cuánta energía debe almacenarse y en qué embalses, seleccionando las plantas hidroeléctricas más eficientes y económicas para optimizar el uso de los recursos hídricos.
Complemento con generación térmica y renovable: En caso de que la generación hidroeléctrica no sea suficiente para satisfacer la demanda, el sistema cuenta con la capacidad de generación térmica y fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER). Esto asegura que la demanda energética se mantenga cubierta sin comprometer el suministro.
Monitoreo continuo y ajustes: A través de la Comisión Asesora de Coordinación y Seguimiento de la Situación Energética (CACSSE), el Ministerio y sus entidades adscritas realizan un monitoreo constante de la situación energética, ajustando las medidas de acuerdo con la evolución de los niveles de los embalses, las condiciones climáticas y la demanda energética.

Finalmente, el mecanismo se desactiva cuando los niveles de los embalses superan la senda de referencia o cuando los precios de la energía activan las obligaciones del cargo por confiabilidad. Asimismo, se concluye cuando la demanda energética puede cubrirse sin la necesidad de intervenciones adicionales en el mercado.

Medidas adicionales para garantizar el suministro energético: Desde 2023, en la antesala del Fenómeno de El Niño y durante todo 2024, el Ministerio de Minas y Energía ha venido tomando decisiones con el propósito de garantizar el suministro energético en el país. Entre ellas se destacan:

Diversificación de la matriz energética: El país ha avanzado en la incorporación de energías renovables, contando ya con cerca de 1,9 GW de capacidad instalada en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), lo que permite diversificar la generación y hacer frente a las fluctuaciones hídricas.
Entrega de excedentes energéticos: A través de medidas regulatorias, se ha autorizado la entrega de excedentes de energía al SIN para maximizar la disponibilidad de energía.
Campaña de ahorro y uso eficiente de la energía: Se ha reactivado una campaña nacional que llama a la ciudadanía y a los sectores industriales y comerciales a optimizar el uso de energía y agua.

“Hemos adoptado las medidas necesarias para anticiparnos a la situación y garantizar la estabilidad del suministro eléctrico. Este propósito depende de acciones institucionales, pero también de la responsabilidad ciudadana con el ahorro energético”, concluye el ministro Camacho.

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La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil adjudicó a Engie, Taesa y Cox como las tres grandes ganadoras de la segunda subasta de transmisión del 2024, destinada a la construcción de construcción y mantenimiento de 783 kilómetros de nuevas líneas y 1000 MVA de capacidad de transformación, más la continuidad de la prestación del servicio público de otros 163 kilómetros de redes y 300 MVA en transformación. 

Los proyectos tendrán un plazo de ejecución de 42 a 60 meses y cubren los estados de Bahía, Espírito Santo, Minas Gerais, Paraná, São Paulo y Santa Catarina; sumado a que se esperan inversiones por R$ 3350 millones y la creación de 7000 empleos directos durante el período de construcción de las instalaciones.

Además, el descuento promedio fue de aproximadamente el 49% con relación al Ingreso Anual Máximo Permitido (RAP por sus siglas en portugués) establecido inicialmente por la ANEEL, lo que significa un ahorro estimado de R$ 6800 millones para los consumidores de energía.

Mientras que la aprobación de la subasta por parte de la ANEEL está prevista para el 12 de noviembre y la fecha prevista para la firma de los contratos de concesión es el 13 de diciembre. 

El detalle de los ganadores

Engie se quedó con el primer lote de la convocatoria con una oferta de R$ 252,4 millones (descuento del 48,14% con respecto al RAP) y, por lo tanto, se encargará de construir 780 kilómetros de líneas de transmisión entre Espírito Santo, Minas Gerais, Paraná, Santa Catarina y São Paulo, así como también las subestaciones eléctricas de 525 kV Curitiba Oeste y Abdon Batista 2, y la continuidad de las S/E Mascarenhas 230/138 kV y Aimorés 230 kV.

Engie deberá finalizar tales obras en el transcurso de los próximos cinco años y las mismas tendrán el objetivo de reforzar el sistema eléctrico de la región. 

Por otro lado, Taesa (Transmisora de la Alianza de Energía Eléctrica) resultó la firma adjudicada en el lote N°3 para la construcción de la S/E Estância 440/138 kV, con capacidad de 600 MVA, en el estado de São Paulo, proyecto que contribuirá al servicio en la región de la ciudad de Jaú y que tiene un plazo máximo de 42 meses para su puesta en marcha. 

La empresa presentó una oferta de R$ 17,76 millones, lo que representa un descuento del 53,45% con relación al Ingreso Anual Permitido previsto, siendo la menor de las diez propuestas válidas (fue el lote con la mayor cantidad de oferentes).

Mientras que la compañía Cox Brasil cerró la subasta al resultar asignada en el Lote N°4 con una oferta de R$ 12,6 millones, representando un descuento promedio del 55,56% sobre el RAP; aunque la inversión estimada para el lote será de R$ 168,3 millones.

Este cuarto lote contempla la construcción de la subestación Barra II 500/138 kV – (6+1R) x 66,6 MVA y el nuevo sector 138 kV, con una potencia total de 400 MVA, lo que ayudará a atender la región de Barra, en el Valle de São Francisco.

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La empresa líder mundial en tecnología solar, LONGi Green Energy Technology Co. Ltd. (en adelante, “LONGi”), ha publicado su informe semestral correspondiente a 2024. En medio de la continua transformación y los desafíos de la industria fotovoltaica durante el primer semestre de 2024, la empresa alcanzó unos ingresos de 38,529 millones de yuanes.

Los envíos de obleas de silicio totalizaron 44.44 GW (con 21.96 GW vendidos externamente), mientras que las ventas de celdas solares alcanzaron los 2.66 GW externamente.

Además, los envíos de módulos ascendieron a 31.34 GW, con un notable incremento interanual de más del 140% en la región Asia-Pacífico.

A pesar del importante descenso de los precios de la cadena industrial y de las provisiones por deterioro de existencias, la empresa demostró una gran resistencia y adaptabilidad en el mercado.

Aumento de las ventas en Asia-Pacífico; HPBC 2.0 trae la reforma de la industria

En términos de capacidad y envíos, LONGi ha demostrado una fuerte productividad y competitividad en el mercado. En la primera mitad del año, los envíos de módulos de la serie BC de LONGi alcanzaron los 10 GW, y su excelente rendimiento está obteniendo un amplio reconocimiento en el mercado.

El significativo aumento del 140% en el volumen de ventas en la región de Asia-Pacífico no sólo pone de relieve la profunda base de LONGi en el mercado internacional, sino que también sienta unas sólidas bases para su distribución global.

Basándose en la tecnología de celdas HPBC 2.0 de alta eficiencia, LONGi ha lanzado el producto de módulo bifacial Hi-MO 9 para el mercado utility.

Gracias a la introducción de una avanzada tecnología de pasivación de compuestos y una tecnología de interconexión de contacto posterior de alta confiabilidad, y aprovechando las principales ventajas de las obleas de silicio TaiRay de alta calidad de la empresa -como la alta concentración de resistividad, la eficaz absorción de impurezas y las sólidas propiedades mecánicas-, la potencia de producción en serie del módulo ha alcanzado los 660W.

Esta potencia supera en más de 30W a la de los módulos TOPCon de características similares.

Al mismo tiempo, la eficiencia de conversión de Hi-MO 9 ha saltado al 24.43%, la tasa bifacial ha superado el 70% y la capacidad antifisuras ha aumentado un 80%.

Presenta ventajas evidentes sobre los productos TOPCon en aspectos como el coeficiente de temperatura, la degradación y la resistencia a la radiación luminosa irregular.

Estas excelentes prestaciones no sólo lideran la industria por un amplio margen, sino que también ganan más oportunidades y cuota de mercado para LONGi en los mercados nacional e internacional.

Cabe mencionar que los productos de módulos de LONGi, con su excelente rendimiento, han ganado el premio RETC “Highest Achievement” por sexto año consecutivo y el premio PVEL Reliability Test “Best Performance” por séptima vez. Esta serie de galardones supone un gran reconocimiento de la fortaleza técnica y la calidad de los productos de LONGi por parte de la industria fotovoltaica y de otros sectores.

Además, la empresa también ha obtenido por 18ª vez consecutiva la máxima calificación de financiabilidad de módulos AAA de PV-Tech, lo que consolida aún más la posición de liderazgo de LONGi en el mercado mundial de financiación fotovoltaica.

Se ha revelado que en los próximos tres años, la capacidad de producción anual de obleas de silicio monocristalino de LONGi alcanzará los 200GW, con una capacidad de obleas de silicio “TaiRay” superior al 80%; la capacidad de producción anual de celdas de silicio monocristalino alcanzará los 100GW; la capacidad de producción anual de módulos monocristalinos alcanzará los 150GW, proporcionando un sólido apoyo a la empresa para recuperarse por delante de la industria.

Emergen las ventajas de BC y la adquisición de centrales eléctricas utility abre la sección de BC

En respuesta al rápido desarrollo y la evolución tecnológica de la industria fotovoltaica, LONGi ha demostrado constantemente una visión aguda y una estrategia con visión de futuro. En la primera mitad del año, la empresa anunció las resoluciones de la junta anual de accionistas de 2023, incluida la aprobación de la “Propuesta sobre la emisión pública de 10,000 millones de yuanes de bonos corporativos”.

Los fondos recaudados se destinarán principalmente al desarrollo de tecnologías avanzadas, como las obleas de silicio “TaiRay” y la tecnología de celdas HPBC 2.0. El objetivo es acelerar la iteración industrial de BC y otras nuevas tecnologías, mejorar aún más la competitividad de la empresa y crear un nuevo motor de crecimiento para la industria fotovoltaica.

La innovación tecnológica es clave para el liderazgo continuado de LONGi en la industria. A finales del periodo de referencia, la empresa había obtenido un total de 3,166 patentes autorizadas, de las que casi 200 estaban relacionadas con la tecnología BC, lo que le ha permitido establecer un foso tecnológico sólido y profundo.

Durante el periodo del informe, la empresa obtuvo un notable reconocimiento por sus contribuciones tecnológicas en el campo fotovoltaico. Dos de sus proyectos de investigación científica obtuvieron el 2º premio al Progreso Científico y Tecnológico Nacional y el 2º premio a la Invención Técnica Nacional, respectivamente.

Este logro convierte a LONGi en la primera empresa privada del sector fotovoltaico de China en recibir los máximos honores nacionales de ciencia y tecnología como unidad primaria finalizadora y como primera finalizadora.

Con el avance de la primera fase del proyecto de 12.5GW de la Nueva Área de Xixian, el proyecto de 12GW de Tongchuan y otros proyectos de transformación de celdas y capacidad HPBC 2.0, se prevé un aumento significativo de la capacidad de producción.

El producto HPBC 2.0 entrará en el mercado a gran escala a finales de 2024, y se espera que la capacidad de producción de BC de la empresa alcance los 70GW (con una capacidad HPBC 2.0 de unos 50GW) a finales de 2025, y está previsto que todas las bases de celdas nacionales estén totalmente migradas a productos BC a finales de 2026.

La empresa ha logrado un despacho de aduanas sin problemas para los envíos a la región norteamericana, y la fábrica de módulos de 5GW en Estados Unidos ya está oficialmente operativa.

Este desarrollo proporciona un apoyo sustancial a la expansión comercial de la empresa en Norteamérica. Estas implementaciones estratégicas no sólo muestran la profunda visión de LONGi sobre el futuro mercado fotovoltaico, sino que también reflejan su determinación y fuerza como líder de la industria para promover el progreso tecnológico.

Cabe mencionar que el excelente rendimiento de generación de energía y el bajo deterioro de los módulos de la serie BC de la empresa han quedado demostrados por un gran número de pruebas de mercado.

Tras siete meses de pruebas en exteriores realizadas por el Centro Nacional de Supervisión e Inspección de la Calidad de los Productos Fotovoltaicos Solares (CPVT), el módulo anti-dust Hi-MO X6 de LONGi presenta una ganancia media mensual de potencia del 2.84% en comparación con los módulos convencionales, con la mayor ganancia relativa mensual del 5.4%.

Este resultado de la prueba no sólo verifica el excelente rendimiento de los productos de LONGi, sino que también proporciona un sólido respaldo de datos para su futura expansión en el mercado fotovoltaico.

Además, el 15 de agosto, el anuncio de la licitación de adquisición del acuerdo marco de módulos fotovoltaicos 2024 (segundo lote) por parte de China Huaneng Group dio un nuevo impulso a la aplicación en el mercado de la tecnología de módulos BC de LONGi. En particular, la tercera sección incluye la adquisición de módulos de BC de 1GW, lo que supone la primera vez que grupos energéticos estatales convocan una licitación independiente para módulos de BC.

Esto representa un importante paso adelante para la aplicación de la tecnología BC en el mercado fotovoltaico nacional a gran escala. Como líder en tecnología BC, LONGi está bien posicionada para captar una mayor cuota y obtener una ventaja competitiva en este mercado emergente.

Sobre LONGi

Fundada en el año 2000, LONGi se ha propuesto ser la empresa de tecnología solar líder en el mundo, enfocada en la creación de valor orientada al cliente para lograr la transformación energética para todos los escenarios.

Con la misión de «Aprovechar lo mejor de la energía solar para construir un mundo sostenible», LONGi se ha dedicado a la innovación tecnológica y ha establecido cinco líneas de negocio, que abarcan las obleas, las celdas y módulos de monosilicio, las soluciones de generación distribuida para uso comercial e industrial, las soluciones de energía verde y los equipos de hidrógeno.

La empresa ha perfeccionado sus capacidades para proporcionar energía renovable y, más recientemente, también ha adoptado productos y soluciones de hidrógeno verde para alcanzar un crecimiento global sin emisiones de carbono.

La entrada Resultados del primer semestre de 2024: LONGi obtuvo unos ingresos de 38,529 millones de yuanes se publicó primero en Energía Estratégica.

La Empresa Eléctrica de Guatemala S.A. (EEGSA), distribuidora parte del Grupo EPM en Guatemala, anunció una nueva adenda en la Licitación Abierta 1-24 EEGSA y se alista para recibir más ofertas para cubrir su requerimiento de corto plazo.

La convocatoria se divide en dos bloques: el bloque B contempla la contratación de 107 MW para el año estacional 2025-2026, mientras que el bloque C abarca 155 MW para un periodo de cinco años que comenzará en 2025 o 2026, según las propuestas recibidas.

Desde EEGSA anticiparon que la fecha límite para la recepción de ofertas fue ajustada al 8 de noviembre, y las subastas se llevarán a cabo los días 20 y 27 de noviembre, respectivamente.

Según pudo saber Energía Estratégica, entre las tecnologías participantes se encuentran proyectos hidroeléctricos, de biomasa, carbón, bunker y coque de petróleo, asegurando así una diversidad de opciones para la contratación de potencia y energía eléctrica.

Para brindar a más precisiones, Mario Naranjo, gerente general de EEGSA, y Josué Figueroa, subgerente de Ingresos, Regulación y Transacciones de EEGSA, brindaron una entrevista exclusiva a este medio en la que explicaron los avances y mejoras al proceso.

“Nosotros tenemos que seguir velando por tener pluralidad de ofertas, porque el proceso sea transparente y sin ningún manto de duda. Tenemos que lograr que el mecanismo nos garantice atender la demanda de manera integral, cubriendo el corto, mediano y largo plazo, así como continuar con el proceso de transición energética y avanzar en la integración de energía renovable en nuestra matriz de generación”, subrayó Mario Naranjo, destacando la responsabilidad de EEGSA para asegurarse energía y potencia con el fin de atender a su mercado regulado.

Asimismo, el ejecutivo enfatizó que el objetivo es mantener tarifas competitivas y estables para los usuarios. “Gracias a esta gestión, hemos logrado tener tarifas estables los últimos dos años, a pesar de fenómenos climáticos severos y los efectos colaterales de la guerra entre Rusia y Ucrania. Hoy, esa tarifa es cerca de un 30% inferior a la que teníamos cuando salió la primera licitación PEG-1. Seguiremos buscando una matriz sostenible y tarifas que garanticen el acceso para nuestros usuarios”, puntualizó Naranjo.

Por su parte, Josué Figueroa describió una a una las mejoras introducidas en la licitación de corto plazo de EEGSA para cubrir sus necesidades energéticas. “Hemos trabajado para hacer el proceso más competitivo, reuniéndonos con los actores del mercado para entender sus perspectivas y realizar adecuaciones, las cuales ya fueron aprobadas por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE)”, explicó Figueroa.

Entre las mejoras que destacó, Figueroa mencionó la flexibilidad para los oferentes en cuanto a la potencia variable a lo largo de los años de suministro. “Podrán iniciar el suministro en el año 2025 o en el 2026 y variar la potencia con la que participan”, comentó, indicando que también se abrió la participación a más tecnologías que en las dos primeras adendas no se habían incluido.

Otra novedad es que, en el bloque C, los contratos se ampliaron a dos modalidades distintas, lo que otorga mayor apertura para los generadores. “Estos cambios permitirán que más plantas de generación puedan evaluar su participación en el bloque C. En la licitación actual, tenemos tecnologías como hidroeléctricas, biomasa, carbón, bunker y coque de petróleo”, señaló Figueroa.

Estos ajustes en la licitación buscan atraer a más oferentes y fortalecer su sostenibilidad en el mercado, alineándose con los objetivos de diversificación y transición energética de EEGSA. Además, la empresa pretende lograr una contratación que permita satisfacer la demanda con costos competitivos y sin comprometer la calidad del servicio.

Lo que sigue

Con la implementación de esta nueva adenda con mejoras, se espera que los interesados en la licitación presenten solicitudes de aclaración y recomendaciones. Este proceso abrirá un espacio para proponer cambios que podrían ser considerados antes de la recepción de las ofertas definitivas. La distribuidora atenderá estas inquietudes a lo largo del mes de octubre, con fechas clave para responder dudas y emitir nuevas adendas, si se considera necesario.

El cronograma establece que las respuestas a las solicitudes se realizarán el 8 y el 14 de octubre, momento en el que se valorará si es pertinente introducir ajustes adicionales para hacer el proceso aún más competitivo y transparente. Con estas acciones, se busca cerrar esta fase en octubre, para que los participantes dispongan de dos a tres semanas de preparación antes de la recepción final de propuestas en noviembre.

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Future Energy Summit (FES) llevó a cabo una nueva edición del Latam Future Energy Virtual Summit, evento virtual que reunió a los principales líderes de la industria de las renovables de la región y que en esta oportunidad hizo énfasis en los avances del mercado fotovoltaico de Latinoamérica.

El primer panel de debate de la jornada estuvo integrado por Itzel Rojas, senior sales manager de Seraphim, Victoria Sandoval, business developer de JA Solar, y Oliver Quintero, key account Manager de Sungrow Latam, quienes debatieron sobre las tecnologías emergentes que están ofreciendo al mercado, detallando sus especificaciones y cómo esas soluciones impulsan la transición energética en la región.

Itzel Rojas vaticinó altas expectativas para el futuro y la compañía que ya cuenta con más de 20 GW de capacidad anual busca “duplicar la capacidad por Seraphim” y mejorar la eficiencia de los módulos para alcanzar ese objetivo. 

“Es interesante el panorama y el compromiso de Seraphim es innegable. Asimismo, hay que poner todos los esfuerzos para que funcione el matrimonio entre la tecnología solar y el almacenamiento, tanto de los clientes como de los fabricantes”, manifestó. 

En la estrategia de negocios de Seraphim, plazas estratégicas de la región como Brasil y Chile jugaron un rol importantísimo en el último lustro. Ahora bien, en sus planes de expansión también incluyen aumentar su participación en otros mercados con gran potencial como el mexicano, tal como anticipó en otro evento de Future Energy Summit (ver nota).

Por otro lado, Victoria Sandoval remarcó que cada vez se observan más oportunidades en proyectos de mediana escala, como por ejemplo los Pequeños Medios de Generación Distribuida (hasta 9 MW) en Chile, o aquellos de la pasada licitación RenMDI de Argentina, donde el gobierno adjudicó más de 630 MW renovables en 98 proyectos. 

“Normalmente veíamos la generación distribuida con límites de 500 kW hasta 5-7 MW y luego un salto a la gran escala de más de 100 MW de potencia. Pero durante los próximos cinco años, el mercado progresivamente se hará donde sea el requerimiento de la demanda para no tener que mover la energía por grandes distancias”, aseguró. 

“Entonces habrá proyectos de 5 a 20 MW donde estén los centros de manufactura en los que se requiera la energía más focalizada. Y todos esos proyectos requerirán baterías porque necesitarán estabilidad”, agregó. 

Oliver Quintero continuó con ese foco y destacó la relevancia de los sistemas de almacenamiento en las centrales de generación renovable y cómo ese “matrimonio” de soluciones puede ayudar al crecimiento del sector. 

“Las baterías son el colchón que nos permitirá amortiguar las renovables. Cuando tenemos mucha fotovoltaica empezamos a perder inercia del sistema, así que las soluciones de Sungrow que traemos al mercado son de almacenamiento: acople en corriente directa o en corriente alterna. Y lo usual es que cuando comienza un proyecto con fotovoltaica, se visione que tendrá baterías”, indicó. 

“En algún momento del tiempo del funcionamiento de un proyecto fotovoltaico, se requerirán las baterías y desde Sungrow sugerimos que desde ya se lo tenga en cuenta, considerando que las baterías año tras año son más baratas y dentro de 20-25 años será casi un negocio instalado”, añadió.

Además, en el espacio de diálogo promovido por FES, los especialistas coincidieron que sea viable la factibilidad de los proyectos fotovoltaicos con baterías, y por tal motivo, el 2025 será un año de muchos retos y oportunidades para los fabricantes en pos de mantener los precios de sus soluciones y que haya una mayor implementación y penetración de esas tecnologías en las matrices energéticas de la región. 

Por lo que esos puntos en común, los desafíos y posibilidades para las renovables en Latinoamérica y las declaraciones completas de los expositores se podrán revivir a través del video de la transmisión en vivo que aún está disponible.

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El Plan Maestro de Electricidad 2023-2032 actualizado en agosto del presente año (ver documento), propone una serie de acciones para expandir la generación nacional que actualmente es de 8 247 MW a través de 327 centrales, a 15 651 MW al 2032.

Para alcanzar esa meta, el país tendrá que instalar 7.404 megavatios adicionales, lo que significa casi duplicar el actual parque eléctrico. Esta inversión contempla la construcción de 37 nuevas centrales entre proyectos hidroeléctricos, solares, eólicos y de biomasa, con el objetivo de fortalecer la matriz energética del país y promover fuentes renovables.

Estos proyectos costarán aproximadamente USD US 10.446,5 millones donde 16 de esas obras serán construidas con capital privado, según el reglamento de la Corporación Eléctrica del Ecuador, CELEC, aprobada en julio pasado.

En el marco de esta actualización al Plan que no se revisaba desde el 2018, el Ingeniero Eléctrico con Maestría en Economía Circular y más de 20 años de experiencia en energía, Marco Ledesma Guaitarilla, analizó el documento y brindó propuso soluciones a los desafíos energéticos de Ecuador

“Ecuador enfrenta grandes retos en el sector energético, debido a la creciente demanda eléctrica y la dependencia de combustibles fósiles para la generación de energía. El Plan Maestro de Electricidad 2023-2032 traza un camino hacia una transición energética sustentable, abordando los desafíos mediante acciones clave como el desarrollo de energías renovables y el fortalecimiento de infraestructura”, señala.

El Plan Maestro de Electrificación proyecta que la demanda de electricidad crecerá en un 60% en la próxima década, al pasar de 31.483 gigavatios por hora (GWh) en 2023 a 50.544 GWh en 2032. En este sentido, el experto califica al robustecimiento de las redes eléctricas del país como un paso fundamental para incorporar más generación limpia y evitar racionamientos de energía.

“Ecuador está modernizando su sistema de transmisión y distribución eléctrica. Con una inversión de USD 1.748 millones, se prioriza la ampliación de redes de transmisión para soportar el crecimiento industrial y mejorar la cobertura en áreas rurales​”, afirma.

“A su vez, se proyecta una inversión adicional en generación firme y reposición de plantas termoeléctricas, garantizando un suministro estable y confiable para satisfacer la creciente demanda”, agrega.

En este marco, teniendo en cuenta el potencial significativo en fuentes renovables, como la hidroeléctrica, solar, eólica y biomasa, Ledesma sugiere acelerar la expansión de proyectos como el Parque Solar El Aromo y el Proyecto Eólico Villonaco III para reducir las emisiones de carbono y disminuir la dependencia de fuentes convencionales​.

También, hace hincapié en que el fomento de la generación distribuida, el apoyo a la electromovilidad y el desarrollo del hidrógeno verde contribuirán a una mayor resiliencia energética, permitiendo una integración efectiva de energías renovables intermitentes.

“Con estos esfuerzos, Ecuador avanza hacia una matriz energética más limpia y eficiente, mejorando la seguridad energética y contribuyendo a la lucha contra el cambio climático”, concluye.

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Soltec Power Holdings, empresa integrada verticalmente dedicada a proyectos fotovoltaicos, ha iniciado negociaciones con las entidades financieras acreedoras de Soltec Energías Renovables, su división industrial, con el objetivo de cerrar un acuerdo de reestructuración que garantice el futuro de la compañía debido a la decisión de una de las entidades del sindicado de no extender la prórroga tácita prevista hasta el 30 de noviembre en relación al préstamo sindicado de 90 millones de euros de póliza de crédito revolving y la línea de crédito de avales de 110 millones de euros.

La compañía confía en poder alcanzar con las entidades acreedoras un acuerdo que resuelva la situación actual y permita la correcta ejecución de los planes de transformación e impulso de la compañía sobre la base del nuevo plan estratégico de la misma.

Aplazamiento de la publicación de los resultados financieros del primer semestre

Adicionalmente, la compañía ha anunciado que no publicará los resultados financieros del primer semestre en el plazo legalmente previsto para ello. Esto es debido a la necesidad de completar la revisión detallada, y por tanto más exhaustiva que una revisión limitada, que la compañía ha decidido realizar, con la asistencia de su auditor Ernst & Young (EY). La conclusión de dicha revisión requiere de comprobaciones y análisis adicionales para reflejar adecuadamente los potenciales impactos negativos sobre los márgenes de determinados proyectos derivados de retrasos en la ejecución y/o la subsanación de incidencias durante los periodos de garantía  y el ajuste en la valoración de los activos de Brasil, Araxá y Pedranópolis, ante la decisión estratégica de poner estos activos a la venta. En cuanto a la cifra de ingresos, a cierre del mencionado periodo, la compañía estima que se sitúa entre los 250 y los 260 millones de euros.

La publicación de los resultados del primer semestre de 2024 se llevará a cabo tan pronto como concluya la revisión en curso y será anunciada por los canales oficiales establecidos al efecto tan pronto como sea conocida. Asimismo, ante las discrepancias mostradas por el auditor respecto a la formulación de las cuentas anuales publicadas el pasado 1 de abril, que mostraban una diferencia de 192 millones de euros respecto a los resultados anunciados a mercado en el mes de febrero, relativos a contratos bajo la modalidad Bill and hold, la compañía ha llevado a cabo una amplia investigación interna. Este proceso ha sido impulsado por el Consejo de Administración de la compañía, bajo la supervisión de la Comisión de Auditoría, y ha estado dirigido por su órgano de cumplimiento y asistido por expertos independientes y el correspondiente asesoramiento legal.

Como resultado de este proceso, desde el punto de vista contable, se ha identificado la necesidad de realizar un ajuste del importe de existencias contabilizado a 31 de diciembre de 2023 en la cantidad de 40,46 millones de euros principalmente debido a una incorrecta interpretación del INCOTERM aplicable, sin ninguna afección en la cuenta de resultados.

Además, ha puesto de manifiesto la existencia de determinadas irregularidades que han motivado la adopción de medidas de diversa índole que abarcan el ámbito disciplinario, de gestión y de procedimientos, destinadas a reforzar los controles internos y el sistema de cumplimiento normativo de la Sociedad. Entre estas medidas destaca el refuerzo de los controles en la nueva plataforma informática de gestión y la renovación de su órgano de cumplimiento.

Puesta en marcha de un nuevo plan estratégico y nuevo equipo directivo

Actualmente, con el objetivo de marcar la nueva hoja de ruta para los próximos años, la compañía ya está trabajando en la definición de un nuevo plan estratégico, junto a una de las consultoras estratégicas más importantes del mundo, que se comunicará en las próximas semanas.

Este nuevo plan se centrará en el desarrollo de aquellas actividades y mercados de mayor valor añadido, como son las actividades de suministro de seguidores solares y de desarrollo de proyectos fotovoltaicos, enfocándose en la generación de caja y en alcanzar un crecimiento sostenible y rentable en el largo plazo.

“Tenemos una posición sólida en nuestra división de seguidores solares, con más de 20 GW en proyectos. Trabajamos con clientes de primer nivel y estamos presentes en mercados clave de energía fotovoltaica a nivel mundial. La compañía está tomando todas las medidas necesarias, tanto a nivel operativo como financiero, para enfocarnos en los negocios con mayores márgenes y rentabilidad. Contamos con un demostrado track-record, tecnología líder y de vanguardia y estamos bien posicionados para impulsar el crecimiento futuro”, ha afirmado Mariano Berges, CEO de Soltec.

Para liderar este nuevo plan, Soltec, ha acometido una profunda reestructuración de su equipo directivo, liderado por el nuevo consejero delegado, Mariano Berges y el nuevo presidente Marcos Sáez Nicolás. Además, ha acordado reducir el número de miembros del comité de dirección e incorporar a Mikel de Irala como director de operaciones (COO) y a Andrés Carretero como director de inversiones (CIO).

El nuevo equipo de dirección ha asumido el compromiso de la propia Soltec de actuar con la máxima transparencia, clave en el proceso de transformación e impulso que la compañía está definiendo y para el que se están tomando todas las medidas oportunas. Los mencionados nombramientos han sido aprobados por el Consejo de Administración, previo informe favorable de la Comisión de Nombramientos y Retribuciones.

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Recientemente, 66 unidades del sistema de almacenamiento de energía de Sungrow, PowerTitan 2.0, llegaron al Reino Unido, demostrando su aceleración en el despliegue de almacenamiento de energía en Europa.

En Oriente Medio, más de 1,500 unidades de PowerTitan 2.0 están preparadas para su instalación, contribuyendo a uno de los proyectos de almacenamiento de energía más grandes del mundo, con una capacidad de 7.8 GWh.

De manera similar, en Asia, varios proyectos de PowerTitan 2.0 han sido comisionados con éxito, mostrando un rendimiento impresionante en la reducción de costos, seguridad y formación de redes. PowerTitan 2.0 está ganando rápidamente tracción global, siendo pionera en la transición de la industria del almacenamiento de energía hacia la era del Bloque de CA.

¿Qué es el Bloque de CA?

PowerTitan 2.0 introduce el revolucionario Bloque de CA, que integra una batería de 5 MWh con un sistema de conversión de potencia (PCS) de 2.5 MW en un contenedor estándar de 20 pies, una desviación significativa del método tradicional de separar los sistemas de batería de corriente continua (CC) y los PCS de corriente alterna (CA).

Esta integración no se limita a reorganizar componentes, sino que combina eficientemente la batería, el PCS, los sistemas de supresión de incendios y otros módulos, empujando los límites del diseño espacial.

El Bloque de CA: Una elección óptima

«En los proyectos operativos, PowerTitan 2.0 demuestra su excepcional competitividad», comentó el Dr. James Li. Ahorra un 29% en el uso de suelo, requiriendo solo 2,000 metros cuadrados para un sistema de almacenamiento de 100 MWh, lo que reduce significativamente los costos de terreno.

El diseño integral de bloque CA-CC aumenta la eficiencia del sistema en un 2% y reduce las pérdidas por fallos en un 92%.

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DAS Solar, líder en tecnología fotovoltaica de tipo N, presenta sus últimos módulos N-type 4.0 y módulos ligeros en Solar & Storage Live en Birmingham, Reino Unido.

La capacidad solar en el Reino Unido superó los 14 GW en 2023, y se proyecta que alcanzará los 30 GW para 2030. Solar & Storage Live UK 2024 es el evento más grande y especializado en la industria solar del Reino Unido, centrado en innovaciones de vanguardia y aplicaciones prácticas en tecnologías solares y de almacenamiento, mostrando las soluciones más avanzadas y sostenibles en sistemas energéticos inteligentes y ecológicos.

DAS Solar presenta su serie N-type en la exposición, incluyendo módulos bifaciales de vidrio dual de 620W y 72 celdas, módulos rectangulares DAS Black de 515W y 60 celdas, módulos rectangulares de 465W y 54 celdas con marco negro, y módulos ligeros con marco. Los productos fiables, ecológicos y diferenciados de DAS Solar destacan la fortaleza de la marca, atrayendo una atención significativa de la audiencia global.

Como líder en tecnología de tipo N, DAS Solar ha mejorado significativamente la apariencia, el rendimiento y la fiabilidad de los módulos de la serie N-type. El módulo bifacial de vidrio dual de 620W y 72 celdas incorpora tecnología N-type TOPCon 4.0 Plus, con un diseño de media celda, corte láser y encapsulación de vidrio dual. La serie N-type de DAS Solar logra una eficiencia de conversión de hasta el 23%, con una degradación del primer año de ≤1% y degradación anual posterior de ≤0.4%.

Ofrecen ventajas como cero degradación inducida por la luz (LID), mayor bifacialidad, menor coeficiente de temperatura y mejor rendimiento en condiciones de baja luminosidad, cumpliendo con los requisitos de diversos escenarios de aplicación, incluyendo proyectos residenciales, comerciales y a gran escala.

Un módulo rectangular DAS Black de 515W y 60 celdas y un módulo rectangular de 465W y 54 celdas con marco negro se introducen para atender el mercado fotovoltaico distribuido local. Este producto ha sido mejorado con un nuevo proceso de recubrimiento y un diseño negro elegante que permite integrarse perfectamente en entornos arquitectónicos, mientras cumple con los requisitos de rendimiento y estética para aplicaciones en techos distribuidos.

El módulo ligero de 475W con media celda y marco presenta un diseño sin vidrio, reemplazando las láminas traseras fotovoltaicas tradicionales con materiales compuestos de polímero de flúor patentados, logrando una reducción de peso de más del 70% y superando los desafíos de instalación en techos de baja carga. Con su estructura desmontable, el módulo es fácil de instalar y altamente compatible.

Un diseño de marco patentado minimiza los riesgos de microfisuras y cumple con los requisitos IEC para cargas de nieve de 5400Pa y cargas de viento de 2400Pa, garantizando alta fiabilidad en regiones con ambientes variables y complejos.

En los últimos años, DAS Solar ha expandido activamente su presencia global, estableciendo subsidiarias en Europa para construir una red integral de ventas y servicios localizados. Este compromiso garantiza que DAS Solar proporcione a los clientes europeos una garantía confiable de valor óptimo a largo plazo.

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Future Energy Summit (FES), la plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables, llevará adelante una nueva propuesta virtual enfocada en las energías renovables en Brasil durante este jueves 26 de septiembre a partir de las 7:00 am MEX / 8:00 am COL / 10:00 am / 15:00 pm ESP. 

Inscripción gratuita: https://www.inscribirme.com/brazil-future-energy-virtual-summit

Brazil Future Energy Virtual Summit será un evento online de gran relevancia que se transmitirá en vivo en los canales de YouTube y LinkedIn de FES y que significará un espacio de discusión con los principales referentes del sector en torno a uno de los mercados solares más grandes del mundo. 

El webinar comenzará con un panel de debate titulado “Avances tecnológicos y oportunidades del setor fotovoltaico brasileño”, tecnología que ya suma 31,94 GW instalados en generación distribuida y 15,08 GW en proyectos de generación centralizada; a la vez que se esperan nuevos récords de potencia renovable para los próximos años. 

Dicho panel lo integrarán Victor Soares, LATAM Technical Manager de JA Solar; José Luis Blesa, Sales Director de Seraphim; Mauro Basquera, Technical Manager Latam de Sungrow; y Rafael Feijó, solution Manager de Huawei Digital Power. 

Referentes que se encargarán de analizar las políticas regulatorias y arancelarias que posee el país, posibilidades de producción local, estrategias para lograr un mayor market-share y qué esperar sobre la evolución del almacenamiento a partir de baterías. 

Seguido de ello, tendrá lugar el panel debate denominado “Tendencias y proyecciones de la energía solar en Brasil”, con la presencia de Daniel Pansarella, country manager Brazil de TrinaSolar, RamónNuche, director LATAM de AESolar, RicardoMarchezini, country manager de Risen, y Denis Ribeiro Cola, pre-sales engineer de Solis.

Los especialistas conversarán en el evento Brazil Future Energy Virtual Summit acerca de las soluciones que ofrecen para el mercado, los principales retos a futuro y qué tecnologías pueden ser complemento de la generación solar fotovoltaica para lograr una matriz energética más verde. 

Y cabe destacar que este evento de FES llega en un momento justo para la industria renovable, considerando que recientemente el gobierno lanzó la Política Nacional de Transición Energética (PNTE), que contará con dos instrumentos centrales con foco en la creación de una ley específica que permitan atraer alrededor de dos millones de reales en nuevos proyectos y que estará articulado con el Plan Clima, la Nueva Industria Brasil, el Pacto por la Transformación Ecológica y el Programa de Aceleración del Crecimiento (PAC). 

Asimismo, la regulación de los sistemas de almacenamiento en baterías (BESS) fue incluída en la agenda del Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) de Brasil para el cierre del 2024, con foco estará puesto en los requisitos de conexión al Sistema Interconectado Nacional (SIN), procesos de integración y las reglas de planificación, programación, operación en tiempo real y post-operación; sumado a que la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) también incluyó dichos temas para tratarlos en lo que resta de este año o en 2025. 

Por lo que estos temas y muchos más se debatirán durante el Brazil Future Energy Virtual Summit, que se transmitirá en vivo a través de los canales de YouTube y LinkedIn de FES y que nuevamente será un espacio de diálogo significativo sobre el presente y futuro para todo el sector energético de la región. 

Para más información sobre la gira completa y futuros encuentros presenciales, se puede consultar la página oficial del Future Energy Summit en este enlace. 

La entrada Es hoy y con transmisión en vivo: líderes del sector fotovoltaico de Brasil edebatirán sobre oportunidades y tendencias se publicó primero en Energía Estratégica.

Una nueva edición del Latam Future Energy Virtual Summit, organizado por Future Energy Summit (FES), reunió a destacados representantes de empresas clave del sector de energías renovables. Durante el evento, se discutieron las innovaciones tecnológicas que buscan potenciar la competitividad y el crecimiento en la región.

Entre los panelistas, Vanderleia Ferraz, Omar Ávila, Sergio Rodríguez y Alejandro Martínez compartieron sus perspectivas sobre las últimas tendencias y los desafíos que enfrentan en América Latina.

Primeramente, Vanderleia Ferraz, gerente de productos de Risen para América Latina, destacó los avances en la tecnología HJT (Heterounión con Película Delgada). “Estamos trayendo paneles con mayores eficiencias y características técnicas adaptadas a las condiciones del mercado latinoamericano, como la alta incidencia de temperaturas. Nuestros paneles HJT tienen un menor coeficiente de pérdida por temperatura y menor degradación, lo que asegura un mayor retorno financiero para los inversionistas”, comentó Ferraz. Con una capacidad de producción de 48 GW, de los cuales 21 GW están dedicados a esta tecnología, Risen busca liderar la transición energética con soluciones adaptadas a la región.

Omar Ávila, Sales Manager de Runergy, explicó cómo su empresa inicialmente abocada a fabricación de celdas ha evolucionado hacia una integración vertical que abarca desde la extracción de silicio hasta la producción de módulos solares. “Contamos con una capacidad de 21 GW en módulos y 63 GW en celdas solares, lo que nos permite garantizar la calidad de nuestros productos”, señaló Ávila. Además, subrayó la importancia de las innovaciones que están desarrollando, como el uso de galio en lugar de boro en las celdas solares, lo que reduce la degradación interanual y aumenta la eficiencia. “Estamos trabajando en celdas solares con una capa adicional de perovskita que permitirá optimizar la producción energética y alcanzar eficiencias mayores al 30%”, agregó.

Sergio Rodríguez, Chief Technology Officer (CTO) LATAM de Solis, destacó la importancia de la adaptación tecnológica a las normativas de cada país para continuar aportando a la competitividad desde la innovación. “A pesar de que el sol brilla igual en todos los países, cada uno tiene restricciones particulares. En Solis, hemos desarrollado soluciones que se adaptan a las diferentes capacidades y normativas en distintos mercados”, explicó Rodríguez. Además, señaló que los en la actualidad están enfocados a los sistemas de monitoreo como diferencial esencial para ofrecer un servicio postventa de calidad, algo cada vez más demandado por los clientes al rededor del mundo.

Finalmente, Alejandro Martínez Pulido, gerente comercial de DIPREM, enfatizó el papel de la mano de obra calificada en el éxito de los proyectos de energías renovables. “Nuestro principal enfoque es el suministro de personal, pre commissioning y commissioning, la supervisión de obras y la capacitación del personal en temas de Seguridad y Salud en el trabajo”, afirmó Martínez. DIPREM, empresa de servicios integrales que entre su Core Business está el sector eléctrico, ha expandido su presencia en América Latina y trabaja en la concientización y educación de su personal para asegurar el cumplimiento de las regulaciones locales alineados a los últimos avances tecnológicos.

En espacio de diálogo promovido por FES, los referentes empresarios comentaron cómo cada empresa está innovando y adaptándose a los desafíos regionales, con el objetivo común de aumentar la competitividad en el sector energético renovable de América Latina. Puede acceder a las declaraciones completas en el video de la transmisión en vivo que aún está disponible.

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

 ¿Cuáles son los países de Centroamérica que ya han logrado avanzar en un marco regulatorio de almacenamiento? 

Ante el crecimiento de las renovables, se ha puesto en la mesa la necesidad de contar con marcos regulatorios para el almacenamiento; en tanto, son claves para la descarbonización de los sistemas energéticos y un complemento adecuado para aportar flexibilidad a los sistemas con el fin de mantener el balance continuo entre la generación y la demanda.

No obstante, los avances existentes son respecto de normas técnicas, no de leyes o normas supranacionales que den incentivos, promuevan el almacenamiento y finalmente brinden seguridad jurídica a estas inversiones, veamos algunos casos:

Guatemala: La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) aprobó este año la propuesta normativa para la instalación, operación y remuneración de sistemas de almacenamiento adjuntos a centrales solares y eólicas, denominada en la propuesta normativa como Generación Híbrida Autónoma (GHA).
Honduras: La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) está trabajando una reforma al Reglamento de la Ley General de la Industria Eléctrica y el Reglamento de Operación del Sistema y Administración del Mercado Mayorista con el fin de incorporar el almacenamiento en sistemas híbridos y para la expansión de la misma red de transmisión. 
Costa Rica: La Autoridad Reguladora de Servicios Públicos (ARESEP) sometió a consulta pública una reforma Norma Técnica de Planeación, Operación y Acceso al Sistema Eléctrico Nacional (POASEN), que incorpora un capítulo sexto sobre la integración al SEN de energías renovables variables y sistemas de almacenamiento; en la cual, se establecen nuevas condiciones para dicha integración, considerando aspectos tanto para conexiones en alta como en media tensión con el fin de garantizar una integración segura y efectiva de fuentes de energía limpia en la red nacional.
Panamá: La Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) aprobó modificaciones a las Reglas Comerciales para el Mercado Mayorista de Electricidad, en donde ahora, se permite el uso de Sistemas de Almacenamiento de Energía en los distintos segmentos de la cadena incorporando figuras como el SAE, SAEb y SAEBt.

¿Qué condiciones deben estar presente para lograr una armonización regulatoria del almacenamiento y lograr una coincidencia de condiciones regulatorias en los países de Centroamérica?

El almacenamiento tiene potencial para prestar una amplia variedad de servicios al sistema; de ahí que, su regulación debe garantizar que se aproveche todo este potencial de manera óptima; pues ciertamente, la realidad nos obliga a pensar en condiciones habilitantes, modelos de negocio viables para satisfacer las necesidades del sistema, señales de precios y esquemas retributivos que permitan viabilizar el mismo.

Dicho esto, la construcción de un marco general y habilitante del almacenamiento implica -de entrada- un diseño regulatorio tecnológicamente neutro; no podemos impulsar modelos regulatorios que propicien la discriminación entre las distintas tecnologías de almacenamiento; incluyendo la no exclusión del propio respaldo térmico para asegurar la firmeza del sistema en situaciones de indisponibilidad de las energías renovables variables.

Pero de igual forma, la certidumbre regulatoria -que se espera-, implica definir reglas claras que: 1) propicien el desarrollo de proyectos (modelos de negocio, permisología, condiciones de conexión y acceso), 2) definan cómo será la participación en el mercado (prestación de servicios), 3) establezcan condiciones económicas (cargos, peajes, retribuciones, incentivos, ayudas). De ahí que, materializar los beneficios del almacenamiento energético dependerá de la definición de marcos regulatorios que fomenten el desarrollo de modelos de negocios atractivos aprovechando las distintas tecnologías, condiciones que bien pueden adoptarse en los países de la región con el fin de tener reglas lo más uniformes posibles incluso que contribuyan al robustecimiento y resiliencia del SIEPAC. 

Contemplando la pirámide de Kelsen, ¿qué barreras identificas para su implementación si es que no hay reformas a las leyes generales de la industria eléctrica de cada país? 

El fenómeno del Niño puso en evidencia la vulnerabilidad de los sistemas de cada país, acentuando el debate respecto la seguridad energética de cada país, al punto de que varios países de Centroamérica impusieron límites de exportación durante la fuerte sequía causada por este con el fin de resguardar su generación propia para la atención de la demanda nacional. Las inyecciones de energía al MER se redujeron considerablemente, con una disminución del 40% respecto al mismo periodo de 2023. Los altos precios de las ofertas de inyección al MER resultaron en precios nodales muy superiores a los del primer cuatrimestre de 2023. Además, la menor disponibilidad de agua afectó la generación de energía hidroeléctrica en Costa Rica, llegando a tener costos marginales que superaron los 500 USD/MWh en abril. 

Esto impactó al MER, ya que las ofertas del Instituto Costarricense de Electricidad superaron los 600 USD/MWh. Por lo tanto, es crucial evaluar el MER en el contexto energético actual de la región. Situación que pone -una vez más- la relevancia del almacenamiento ante la variabilidad de las renovables, incluso a efectos de los mismos costos de transacciones de energía.

Al margen de las reformas que se puedan dar en cada uno de los países. Es importante recordar que, el Mercado Eléctrico Regional goza de una naturaleza jurídica supranacional con reglas de Derecho Comunitario, cuya norma suprema es el Protocolo de Tegucigalpa a la Carta de la Organización de los Estados Centroamericanos, seguido de un instrumento complementario que es el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central (TMMEAC), mismo que, en el diseño Constitucional de los países de Centroamérica este tratado es una norma que priva sobre las leyes ordinarias. 

De tal suerte que, a nivel del MER bien podrían implementarse condiciones regulatorias para la adopción del almacenamiento por parte de la CRIE como ente regulador y normativo del MER, pues justamente es una función de esta procurar el desarrollo y buen funcionamiento de este conforme a los principios de Competencia, Gradualidad y Reciprocidad. Sin embargo, hay que hacer hincapié en que, al margen de lo que facilite o promueva la CRIE, el almacenamiento a gran escala como sería el caso de almacenamiento en el MER y probablemente en transmisión, implica que cada empresa en su país que aporte este activo deba tener los incentivos necesarios  para realizar dichas inversiones mismas que hoy siguen siendo altas; y ese costo -justamente- se mitiga cuando existe promoción, incentivos o cuando el costo del almacenamiento baje lo suficiente; puesto que, el TMMEAC por sí mismo no alcanza a definir incentivos (fiscales por ejemplo) para tal cometido.

Lo que sí debe señalarse es que, materializar los beneficios del almacenamiento energético en el MER dependerá de la definición de condiciones regulatorias que fomenten el desarrollo de modelos de negocios atractivos usando las tecnologías de almacenaje, de forma tal que la certeza regulatoria supere las barreras referidas con el establecimiento de condiciones de acceso y conexión a la red, precisar permisos y autorizaciones, cargos de red, pagos que recibirán los sistemas de almacenaje energético incluyendo pagos por arbitraje de energía, capacidad, y balance. 

Finalmente, es importante dar señales de mucha seguridad jurídica a las inversiones, pues ello, es crucial para acceder al financiamiento e incentivos que disminuyan el riesgo a invertir en estas tecnologías, cuyo atractivo todavía no se ha materializado en diferentes países para los inversionistas del sector privado. 

La entrada A media carga: Así avanza la regulación del almacenamiento energético en Centroamérica se publicó primero en Energía Estratégica.

La Asociación Mexicana de Hidrógeno y Movilidad Sostenible (H2 México) está lista para presentar una nueva estrategia industrial para el desarrollo del hidrógeno en México.

Este paso representa una actualización significativa de la hoja de ruta elaborada por la asociación hace dos años y se espera socializar con las autoridades entrantes en los próximos días, con la esperanza de sentar las bases para una estrategia nacional de hidrógeno.

Esta evolución de la hoja de ruta hacia una estrategia industrial responde al desarrollo de proyectos que no existían hace dos años. «Actualmente, hay 15 proyectos de hidrógeno en marcha en México, con una inversión estimada de 20.000 millones de dólares», introdujo Israel Hurtado, presidente de H2 México.

Según precisó el referente empresario, estos proyectos abarcan la producción de hidrógeno verde, amoníaco verde y metanol, y se encuentran en diversas etapas de desarrollo, uno de ellos incluso ya ha obtenido sus permisos ambientales.

Hacia una estrategia nacional del hidrógeno

Aunque la estrategia industrial de H2 México ofrecerá una guía clara para el desarrollo de este vector energético, Hurtado subrayó que una estrategia nacional oficial es crucial para consolidar el progreso.

«Podemos tener una hoja de ruta y una estrategia industrial, pero una estrategia nacional de hidrógeno solo puede ser formulada por las autoridades», afirmó. Desde la perspectiva del referente empresario una estrategia nacional deberá incluir además aspectos como la regulación, las normas técnicas y los permisos necesarios para impulsar el crecimiento de la industria del hidrógeno. La asociación ya habría identificado las acciones necesarias para avanzar en estas áreas, y espera compartir sus hallazgos con las autoridades en las próximas semanas.

En este sentido, el referente de H2 México anticipó que planea reunirse con diversas autoridades de la nueva administración, incluyendo la Secretaría de Energía, la Secretaría de Economía y la Secretaría del Medio Ambiente, entre otras:

«Nuestro objetivo es ver cómo podemos impulsar juntos una estrategia nacional de hidrógeno», añadió Israel Hurtado, presidente de la Asociación Mexicana de Hidrógeno y Movilidad Sostenible (H2 México).

Incentivos para el desarrollo del hidrógeno

Para asegurar el crecimiento de la industria del hidrógeno en México, Hurtado postuló la importancia de contar con incentivos económicos, como sucede en países como España o Estados Unidos.

«Creemos que en México debería haber incentivos, sobre todo para reducir los costos de producción y permitir la masificación de la comercialización tanto del hidrógeno como de sus derivados», comentó.

Sin embargo, reconoció que la situación financiera actual del país podría limitar la implementación de incentivos directos. A pesar de esto, Hurtado tiene la esperanza de que la próxima administración apoye los proyectos de hidrógeno, especialmente ante las recientes declaraciones de Gabriel Yorio, subsecretario de Hacienda, quien fue confirmado para continuar en su puesto. Según Yorio, en torno a la transición energética el agua y las energías renovables serán temas centrales para el gobierno de la presidente Claudia Sheinbaum.

Entendiendo que el agua y las energías limpias son insumos clave para la producción de hidrógeno verde, el referente de H2 México valoró a las declaraciones del subsecretario como «buenas noticias» para la industria del hidrógeno. «Esto podría detonar aún más el desarrollo de esta industria y contribuir a la descarbonización industrial», afirmó.

Competencia y el rol de Pemex y CFE

Un aspecto relevante para el futuro del hidrógeno en México es la posible colaboración entre Petróleos Mexicanos (Pemex) y la Comisión Federal de Electricidad (CFE) en proyectos de hidrógeno.

«Nos da gusto que Pemex y CFE estén interesados en desarrollar proyectos de hidrógeno juntos», comentó Hurtado.

En concreto, Pemex ha expresado su intención de producir hidrógeno para sustituir el hidrógeno gris que consume en sus refinerías, mientras que CFE buscaría utilizar hidrógeno para complementar sus actividades de generación de electricidad. Desde la óptica de Hurtado, esta alianza podría acelerar el desarrollo de la industria y facilitar la regulación y comercialización del hidrógeno.

«Hay una gran necesidad de hidrógeno para la descarbonización industrial, la movilidad y otros sectores productivos que utilizan combustibles fósiles en sus procesos», indicó Hurtado. De allí que considere que colaboración entre Pemex, CFE y la industria privada podría cubrir esta creciente demanda.

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, luego de ser tratada en reiteradas sesiones del Congreso Permanente, el pasado 23 de marzo del presente año, la presidenta de la república, Dina Boluarte, oficializó la aprobación de la ley del fomento al hidrógeno verde en Perú (Ley N° 31992), a través de su publicación en el Diario El Peruano.

Esta normativa recae en los proyectos de le ley 3267, 3272 y 4374, y tiene como objetivo fomentar la investigación, el desarrollo, la producción, la transformación, el almacenamiento, el acondicionamiento, el transporte, la distribución, la comercialización, la exportación y el uso del hidrógeno verde como combustible y como vector energético en el país.

Tras lograr semejante hito a nivel nacional, la Cámara Peruano-Alemana (AHK Perú) llevó adelante un encuentro titulado “Hidrógeno verde en la industria” en donde expertos del sector compartieron los beneficios, desafíos y experiencias del vector energético en la región.

Uno de ellos fue Juan Antonio Gutiérrez, asesor técnico de la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 PERÚ), quien explicó cuál es la estrategia más adecuada para impulsar este vector energético en el país.

En efecto, durante el encuentro se le preguntó si Perú debería atender primero la demanda interna o si debe enfocar sus esfuerzos en la exportación de hidrógeno verde.

Ante el interrogante el experto fue tajante y destacó: “Teniendo en cuenta los compromisos de descarbonización asumidos en el acuerdo de París, la prioridad debería ser la demanda interna en el Perú y luego una vez satisfecho ese mercado, podríamos empezar a pensar en exportar” .

Y agregó: “Lo más importante es descarbonizar la industria propia. Aunque Perú ha avanzado en el tema, aún tiene un buen margen de maniobras para adoptar en pos de diversificar su matriz energética”.

En este sentido, aseguró que desde H2 Perú siempre apoyarán en primera instancia la instalación de proyectos locales de menor escala (desde 5 MW a 40 MW) que permitan descarbonizar industrias o procesos productivos, y al mismo tiempo, aprender de la tecnología con un riesgo muy contenido a la inversión. 

De acuerdo a Gutiérrez, la exportación de hidrógeno es una oportunidad más “a largo plazo” ya que primero se requiere desarrollar la industria lo cual implica altos costos de infraestructura. 

“Aunque Perú tiene un alto potencial para ser exportador de hidrógeno renovable por su ubicación geográfica y sus relaciones comerciales fuertes con países como Japón y Alemania que plantean una adopción agresiva del vector energético y sus derivados, esto se dará en un periodo de largo plazo”, advirtió.

E insistió: “Esto apenas empieza: recién estamos germinando la semilla. El primer paso es generar la confianza de los inversores a partir de proyectos pilotos exitosos. El hidrógeno es un vector que crecerá en los siguientes 15 o 20 años. Aunque será una realidad, aún tenemos mucho trabajo por hacer”.

La minería como principal consumidor de hidrógeno verde

Si bien reconoció que aún no es competitivo aplicar este vector energético en ciertos sectores, augura que será una opción viable para el sector minero en el mediano plazo.

“El hidrógeno verde se volverá más costo efectivo sobre todo en la minería. H2 Perú siempre ha visto a la minería como un potencial sector líder para la utilización de hidrógeno por múltiples razones”, señaló.

Según el experto, se trata de un sector intensivo que requiere altos volúmenes de energía, opera en forma constante y ofrece un ecosistema variado. 

“La minería puede crear hubs de hidrógeno o centros de demanda. Se puede utilizar para los explosivos y para la movilidad tanto del personal que va a la mina en autobuses como a través de camiones mineros que consumen actualmente entre 3 y 4 mil litros de diesel”, concluyó.

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Enap y EDF firmaron un acuerdo de colaboración para iniciar estudios que permitan el uso del complejo industrial Cabo Negro de Magallanes, facilitando a EDF la eventual exportación de cerca de 400.000 toneladas anuales de amoníaco, entre otros productos derivados asociados al proyecto en desarrollo de EDF.

Cabo Negro está a 28 kilómetros de Punta Arenas, en la comuna de Río Verde, y cuenta con instalaciones portuarias, oleoductos y equipamientos claves para el tratamiento y distribución de combustibles en el país.  Actualmente, Enap impulsa una cartera de proyectos para aumentar las capacidades del complejo industrial y facilitar la importación de equipamientos relacionados con la industria de combustibles verdes. 

Los fuertes vientos de la zona -ideales para el desarrollo de proyectos de energía eólica-y la posición estratégica de Cabo Negro para el comercio marítimo mundial, representan ventajas únicas para el desarrollo de la industria del hidrógeno verde (H2v) y sus productos derivados, como el amoníaco verde. A su vez, EDF está desarrollando un proyecto de producción de H2v en Magallanes, por lo que está evaluando utilizar puertos externos para el movimiento de equipos y productos.

“Tenemos la firme convicción de que el trabajo público-privado es el camino más realista y posible para facilitar el desarrollo de la industria sostenible en la región de Magallanes y en ese proceso, Enap tiene un rol natural clave. Contamos con activos materiales, infraestructura, inversión y capacidades humanas instaladas que hacen una diferencia importante y competitiva a la hora de pensar en un ecosistema de oportunidades y desafíos que potencie a nuestro país a nivel mundial, cautelando y respetando el medio ambiente en una región tan relevante como ésta”, dijo la presidenta del Directorio de Enap, Gloria Maldonado.

«Nuestro Directorio ha sido un promotor del rol de la compañía en la transición energética y en la estrategia país para el desarrollo del hidrógeno verde y valoramos los esfuerzos de la administración en estas materias”, agregó. 

Por su parte, el CEO de EDF Chile, Joan Leal, expresó: “En EDF, estamos orgullosos de la firma de este MOU con Enap, un claro ejemplo de cómo la colaboración público-privada promueve el impulso y desarrollo del hidrógeno verde y sus derivados en Magallanes y en Chile. Esta alianza estratégica, basada en el uso de infraestructura compartida, es clave para construir una industria sostenible y competitiva en el sector.  Tanto Enap como EDF, en su calidad de empresa estatal francesa, comparten el compromiso de transformar el potencial de Magallanes en un motor de la transición energética del país y el mundo». 

A su vez, el gerente general de Enap, Julio Friedmann, afirmó que “Enap es una empresa clave para el suministro de combustibles en el país y tenemos el deber de adaptarnos a los desafíos presentes y futuros de Chile y el mundo para acelerar la transición energética y el desarrollo de procesos industriales más limpios. Contamos con la capacidad técnica instalada y el conocimiento de nuestros equipos para alcanzar las metas que el país ha fijado en materia de descarbonización, abordando al mismo tiempo con responsabilidad económica y socioambiental la construcción de una Enap más sostenible. Es en este contexto que propiciamos alianzas como la que hoy concretamos con EDF”.

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