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Future Energy Summit (FES) está próximo a realizar dos eventos virtuales que serán de gran interés para los actores del sector energético en Latinoamérica y Brasil. Estos encuentros se llevarán a cabo el miércoles 25 y jueves 26 de septiembre, y abordarán el estado actual del mercado de las energías renovables, las innovaciones tecnológicas y las oportunidades que se abren para los próximos años.

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

La propuesta de FES es ofrecer un espacio de discusión con los principales referentes de la industria, quienes compartirán sus perspectivas sobre el futuro de la energía limpia en la región.

El primer evento, el miércoles 25 de septiembre, se centrará en Latinoamérica y comenzará a las 7:00 am MEX / 8:00 am COL / 15:00 pm ESP. La jornada iniciará con un panel titulado «Energía Solar en Latinoamérica: Nuevas tecnologías y oportunidades del sector». Participarán en este panel figuras clave como Oliver Quintero de Sungrow Latam, Itzel Rojas de Seraphim, Victoria Sandoval de JA Solar y Oscar Iván Urrea Riveros de Chint Colombia. Los expertos discutirán las tecnologías emergentes que están ofreciendo al mercado, detallando sus especificaciones y cómo estas soluciones están impulsando la transición energética en la región.

Un punto importante del debate será analizar cuáles son los países más atractivos en términos de avance en la transición energética, con especial énfasis en los casos de Colombia, Chile, México y Argentina.

Además, los panelistas explorarán el potencial del almacenamiento de energía en Colombia, así como las expectativas de crecimiento en Chile, México y Argentina, tres mercados clave para la energía solar.

También se analizarán las tendencias a corto y mediano plazo, proyectando hacia 2025 y discutiendo hacia dónde se dirige el mercado regional.

A continuación, a las 8:50 am, se desarrollará una entrevista destacada con Ricardo Garro Ruiz, Key Account Director de Huawei para Latinoamérica.

Durante la entrevista, Garro Ruiz ofrecerá un balance del mercado de 2024 en comparación con 2023, y compartirá sus expectativas para el cierre del año.

También se tratarán temas como las soluciones de almacenamiento, que ya están ganando terreno en Europa y Estados Unidos, pero cuya adopción en Latinoamérica aún presenta algunos desafíos, salvo en mercados como Chile.

Además, se evaluarán las perspectivas de crecimiento en mercados importantes de la región, con un enfoque en países como Argentina y México.

El segundo panel del día, que comenzará a las 9:00 am, se titulará «Tendencias en Energía Renovable: innovación y competitividad en Latinoamérica». Participarán Sergio Rodríguez de Solis, Omar Ávila de Runergy, Vandy Ferraz de Risen y Alejandro Martinez Pulido de DIPREM, quienes discutirán las tendencias que están percibiendo en el mercado renovable latinoamericano, así como las soluciones en las que sus empresas están trabajando para impulsar el crecimiento del sector.

Además, se abordarán los impactos que los precios de los paneles solares han tenido en la situación financiera de las empresas y qué proyecciones de precios se manejan actualmente.

Se hará un enfoque especial en los tipos de proyectos que avanzan con mayor rapidez en la región y en los perfiles profesionales más demandados para llevar adelante estos proyectos de manera exitosa.

El evento de FES se transmitirá gratuitamente a través de YouTube y LinkedIn.

Evento sobre Brasil

El jueves 26 de septiembre, el evento se trasladará virtualmente a Brasil, con un enfoque exclusivo en este mercado. El primer panel, titulado «Avanços tecnológicos e oportunidades no setor fotovoltaico brasileiro», comenzará a las 10:00 am y contará con la participación de Victor Soares de JA Solar, José Luis Blesa de Seraphim, y representantes de Sungrow, Huawei Digital Power y Chint.

Este panel analizará el estado actual del mercado solar fotovoltaico en Brasil, explorando las expectativas de crecimiento para el cierre de 2024. Además, se discutirá el impacto potencial de las políticas arancelarias para los paneles solares chinos en el país, y si existe la posibilidad de que las empresas chinas opten por establecerse y producir localmente en Brasil.

La segunda parte del evento brasileño comenzará a las 10:50 am con el panel «Tendências e projeções para a energia solar no Brasil», en el que participarán Daniel Pansarella de Trina Solar, Marcel Peralta de Canadian Solar, Ramón Nuche de AESolar, Ricardo Marchezini de Risen y Denis Ribeiro Cola de Solis.

Los panelistas explorarán las proyecciones del mercado fotovoltaico para 2025, incluyendo el papel crucial que jugará el almacenamiento a partir de baterías en los próximos años. Se discutirán también los principales desafíos que enfrenta el sector en Brasil, desde las políticas energéticas hasta las estrategias para fortalecer la autogeneración de energía solar en el país.

Ambos eventos de FES se transmitirán gratuitamente a través de YouTube y LinkedIn, y los interesados pueden inscribirse previamente aquí. Para más información sobre la gira completa y futuros encuentros presenciales, se puede consultar la página oficial del Future Energy Summit en este enlace.

FES es una oportunidad única para conectar con los líderes de la energía renovable en la región, discutir los retos y oportunidades del sector, y explorar las innovaciones que están configurando el futuro de la energía en Latinoamérica y Brasil.

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El Centro Nacional de Despacho (CND) ha proyectado un déficit de 331 MW en Honduras para este año 2024, lo que coloca al país en una situación crítica para el suministro eléctrico local. Anticipándose a esta situación, desde la Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE) han insistido en la necesidad de convocar a una licitación desde hace ya varios años.

De hecho, durante la administración de gobierno pasado han alertado sobre demoras en una convocatoria de 500 MW que fue pospuesta hasta que finalmente el actual gobierno las retomó y potenció hasta los 1500 MW. En atención a que el mes pasado se aprobaron los términos de referencia del nuevo proceso, desde AHPEE consideran que debería ser inminente su lanzamiento.

«Tenemos un déficit de generación significativo y la licitación no es una opción, es una necesidad y debe hacerse lo antes posible», enfatizó Génesis Rodezno, directora ejecutiva de la AHPEE.

En una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, la referente empresaria aseguró que para asegurar el éxito de la convocatoria inicialmente se deberá motivar la participación de una buena cantidad de proponentes del sector privado y, en tal sentido, puntualizó que entre las medidas que podrían lograrlo «la garantía de pago es uno de los principales incentivos», ya que impacta directamente en la estimación del riesgo y, por ende, en el costo del kilovatio hora.

También destacó la importancia de contar con «reglas claras» y seguridad jurídica, tanto en los contratos como en el marco regulatorio. Pero aquello no sería todo.

Otro factor clave, añadió, es el «crecimiento oportuno de la transmisión», ya que si la infraestructura de transmisión no se desarrolla de manera simultánea con la generación, se podría desincentivar la participación. No obstante, reconoció que las autoridades como Erick Tejada, como secretario de Estado en el Despacho de Energía y gerente de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), ya han manifestado que la licitación incluirá obras de transmisión, lo que considera una medida positiva para motivar la participación de la iniciativa privada.

Licitación que priorizará a energías renovables 

Entre los anuncios realizados por Erick Tejada se destaca que al menos el 65% del requerimiento de la licitación buscará ser cubierto por energías renovables. En relación a esta decisión, Génesis Rodezno explicó que desde la asociación siempre han apostado por la diversificación de la matriz energética. Sin embargo, subrayó que «el país tiene una necesidad urgente de potencia firme», por lo que es fundamental que la licitación considere energías renovables con almacenamiento.

Además, la ejecutiva de AHPEE destacó la relevancia de seguir las recomendaciones del Centro Nacional de Despacho (CND), que en su Plan de Expansión de la Generación ha analizado diversos escenarios sobre la integración de energía térmica y renovable. Rodezno subrayó que estas evaluaciones técnicas son clave para asegurar una planificación efectiva, ya que el CND, como operador del sistema y del mercado mayorista, tiene una perspectiva integral sobre la capacidad del país para incorporar nuevas fuentes de energía. No considerar estos estudios, desde la óptica de Rodezno podría poner en riesgo la estabilidad del sistema eléctrico hondureño y la correcta distribución de la nueva generación.

Finalizando, Génesis Rodezno, directora ejecutiva de la AHPEE también señaló que la licitación es la vía más eficiente para evitar la dependencia de soluciones temporales, como los arrendamientos de capacidad de generación térmica, que describió como «costosos y menos eficientes». Recalcó que un proceso de licitación transparente y a tiempo no solo garantizaría el suministro energético adecuado, sino que también ayudaría al desarrollo económico del país.

«La contratación de arrendamientos de capacidad es una solución temporal, que además de no ser eficiente, implica altos costos», advirtió. Para ella, la licitación es la opción más viable para resolver las necesidades energéticas de manera competitiva y duradera, asegurando el abastecimiento del país a largo plazo. «Es, sin duda, la mejor solución», concluyó.

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ABO Energy ratificó su labor en el desarrollo de proyectos de hidrógeno verde en Argentina y sorprendió con el amplio portafolio en el que trabaja a nivel nacional. 

Mariano Panelli, business development manager de ABO Energy, dio a conocer que la compañía posee  un abanico de proyectos para la producción de H2V y para la propia generación e inyección de energía renovable en la red en distintas fases de avance.

“Estamos empezando el desarrollo de proyectos de hidrógeno verde, principalmente aprovechando el expertise eólico, de modo que en Argentina contamos con dos iniciativas que suman 3 GW de capacidad renovable”, afirmó durante un evento organizado por el Consorcio H2ar. 

“Están en etapa temprana, esperando que se den las condiciones para ejecutarlos, pero ya empezamos a asegurar tierra, medir vientos y gestionar permisos para desarrollar los proyectos eólicos que abastecerán las plantas de hidrógeno y derivados”, añadió. 

Esos giga-proyectos están pensados para la exportación del mencionado vector energético o sus derivados, pero no se darían en el corto plazo sino que aún se requerirá tiempo para que los costos o futuros precios se ubiquen dentro de los rangos accesibles para la demanda quiera pagar. 

“Para ello será necesario un marco regulatorio que potencie la posibilidad de exportar los recursos intermitentes. Hay iniciativas que ya se están trabajando, tiene sentido pensarlas, por lo que se requiere paciencia, a la par de seguir apostando al país, mejorando la macroeconomía. Pero el principal cuello de botella es que la demanda esté dispuesta a pagar el costo de comprar H2V”, complementó Panelli. 

Además, el referente de la firma de origen alemán que ya lleva 18 años en Argentina vaticinó que, también poseen desarrollados un pipeline de 1,8 GW de proyectos de energías renovables para inyección a la red, mayormente eólicos. 

De esta manera, ABO Energy reforzará su presencia en el país tras lo hecho recientemente en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), donde se consolidó como una de las grandes ganadoras del llamado correspondiente al segundo trimestre del año.

Allí logró la adjudicación de 392,4 MW de prioridad de despacho entre sus parques eólicos Boreas del Norte (92,4 MW en el corredor Centro – Cuyo – NOA) y Energía Pura (300 MW), con la particularidad que este último incluyó una obra para ampliar el sistema de transporte eléctrico nacional.

Puntualmente, propuso reemplazar los transformadores 132 / 500 kV (T3CL/T5CL) por un banco monofásico 3x150MVA + fase de reserva en la estación transformadora Choele Choel. Por lo que si bien tendrá 300 MW a disposición, 108 MW podrá ocupar de forma inmediata y el resto lo podrá rellenar a futuro con otra infraestructura de generación.

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La posible modificación del marco legal del sector eléctrico de Panamá está en la mira de stakeholders del mercado. Se trata de la Ley 6 que establece el régimen al que se sujetan las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, destinadas a la prestación del servicio público de electricidad. 

Desde la Secretaría Nacional de Energía (SNE), liderada por Juan M. Urriola, ya anunciaron revisiones. No obstante, su tratamiento en la Asamblea Nacional podría demorarse unos meses más, porque la crisis que atraviesa la Caja de Seguro Social (CSS) estaría acaparando la agenda política y legislativa de Panamá. 

Guadalupe González, exdirectora de Electricidad de la SNE, considera que la decisión de postergar la introducción de la nueva normativa es sabia, aunque sí advierte como necesario que se dé a conocer la propuesta a la brevedad, para eliminar interrogantes que empiezan a repercutir en la certidumbre del mercado. 

“Como exdirectora estoy muy a favor de que se produzcan estos cambios a la ley justamente porque se requieren en el marco de la transición energética. Han pasado veintisiete años desde que se hizo esa ley en Panamá, así que es importante que se dé una actualización para mantenernos acorde a estos tiempos, pero necesitamos ver los detalles”

Uno de los temas que genera mayor incertidumbre es que aún no se conoce si el cambio en la Ley 6 implicará una reforma estructural o ajustes específicos que permitan potenciar el sector eléctrico. 

A falta de una propuesta clara, algunos temas han sido adelantados por el actual titular de la Secretaría de Energía en foros del sector llevados a cabo el pasado mes. A partir de allí, tres puntos parecieran ser los prioritarios para abordar en una actualización de la Ley 6: la calidad del servicio, la concentración del mercado y la independencia del Centro Nacional de Despacho (CND) de la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA).

La exdirectora de Electricidad de la SNE destacó que estos tres puntos ya estaban siendo trabajados durante su gestión y mencionó algunas coincidencias y divergencias con cada uno. 

“El tema de calidad a mí, en lo personal, me parece que requiere algunos ajustes, pero realmente eso va mucho más al tema normativo y regulatorio”, señaló, sugiriendo que el enfoque legal podría no ser necesario para resolverlo. Sin embargo, también consideró que el tema de la concentración del mercado y la figura independiente del CND podrían justificar una reforma más amplia, dependiendo de cómo decida proceder la Secretaría de Energía.

 La independencia del CND: ¿ventaja o reto?

Una de las posibles modificaciones más debatidas es la separación del Centro Nacional de Despacho (CND) de ETESA. Esta decisión, según González, podría tener tanto pros como contras, dependiendo de su implementación. “Ventaja de eso, pues definitivamente esperemos que haya más facilidad o agilidad administrativa”, comentó, haciendo referencia a la mayor carga de trabajo que implicará la transición energética para el CND.

Sin embargo, advirtió que se trata de un tema que requiere un análisis profundo. “Todavía ese tema hay que analizarlo, habría que evaluar los costos-beneficios, ya sea de mantenerlo dentro pero dándole otra figura o mantenerlo fuera con alguna otra figura”, explicó, enfatizando la importancia de esperar la propuesta oficial para poder hacer una evaluación más certera.

Resta saber además si la SNE optará por convocar a una instancia de consulta pública para recibir aportes a su iniciativa legislativa o si decide emitir y presentar su propuesta directamente a la Asamblea Nacional para que se haga la discusión en un primer debate o si se creará una subcomisión para abordarla en lo particular. 

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María del Carmen Rubio, directora de Proyectos y Regulación de la Secretaría de Energía y Ambiente de la provincia, participó de la reunión de trabajo y destacó la relevancia de esta nueva fase y las oportunidades que se abren para Río Negro.

“Nos presentaron los documentos que nos permitirá definir cómo avanzamos en la próxima etapa», adelantó Rubio, refiriéndose a los resultados de la primera fase del Plan que le fueron expuestos a cada jurisdicción. La hoja de ruta, elaborada con base en diagnósticos productivos y socioambientales, plantea propuestas concretas para el desarrollo del Hidrógeno Verde, una tecnología clave para la transición energética global y que posiciona a la Patagonia como un polo estratégico a nivel internacional.

Sobre el plan de acción pretendido por Río Negro, Rubio confió que plantearon tres estrategias sobre las cuales se aguarda una respuesta, fundamentalmente en lo relacionado con el financiamineto. Una de ella está relacionada con la posibilidad de retomar la diplomatura en la temática y cursos de capacitación a profesionales que en su momento había iniciado la provincia de Río Negro.

“La segunda, analizar el tema de infraestructura, específicamente la parte de la apertura de la línea de 500 kilovolts que se necesita para la producción del hidrógeno. Y ahí necesitamos evaluar cómo van a ser los proyectos ejecutivos de esta apertura de línea”, detalló Rubio. Una tercera línea de acción se refiere a aspectos comunicacionales, que serán abordados a nivel regional.

A su vez, se conoció que uno de los objetivos prioritarios a nivel regional es avanzar en los estudios de ordenamiento territorial y en la planificación de la infraestructura energética y portuaria que permitirá el transporte y exportación de derivados del hidrógeno. A mediados de octubre, en el próximo encuentro, se espera que puedan definirse los próximos pasos del Plan Hidrógeno Patagonia.

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El Poder Ejecutivo de Chile cruzó a la Confederación de la Producción y el Comercio (CPC) por el proyecto de ley para ampliar la cobertura del subsidio eléctrico a 4,7 millones de usuarios que propone que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) financien los subsidios ayuden a la disminución de la tarifa de las pequeñas y medianas empresas. 

¿Por qué? Desde CPC plantearon que se están cambiando las reglas de juego y criticaron abiertamente la cantidad de usuarios a los que alcanzaría la medida, siguiendo la línea de los reparos y manifestaciones en contra realizados por parte del sector energético y de algunos legisladores en las distintas mesas técnicas y sesiones de la Comisión de Minería y Energía. 

La Vocería del Gobierno de Chile ratificó la iniciativa a pesar que en las últimas semanas, el proyecto de ley recibió críticas del sector energético y de algunos legisladores en las distintas mesas técnicas y sesiones de la Comisión de Minería y Energía. 

Tal es así que la ministra vocera del Gobierno, Camila Vallejo, ratificó la iniciativa y la calificó como una “medida extraordinaria producto de una situación extraordinaria”, aunque ello implique posibles severos riesgos para el sector renovable, desde frenos a las inversiones en la materia hasta defaults financieros de las compañías. 

“El subsidio propuesto, que implica triplicar las subvenciones, es porque se produjo un alza extraordinaria en las tarifas eléctricas por un descongelamiento que había que realizar. Es decir que es un subsidio extraordinario para una situación de carga financiera familiar extraordinaria”, remarcó. 

“El subsidio, como otras políticas que hemos ido empujando, tiene que ver con conocer la realidad del país y que aquí hay una necesidad de poder acompañar a miles de hogares, hablamos del 50% de los más vulnerables, para enfrentar esta alza extraordinaria eléctrica a propósito del descongelamiento”, agregó durante una conferencia de prensa.

De todos modos, el financiamiento del subsidio por parte de los PMGD será a lo largo de tres años (2025 a 2027, incluso)  mediante un cargo transitorio a los retiros de energía del sistema, denominado “Cargo FET” (Fondo de Estabilización de Tarifas), por un monto de $1,8 kWh que se financia de la retención equivalente a las compensaciones por precio estabilizado que se pagan en conformidad al régimen transitorio del Decreto Supremo N°88/2019. 

Mientras que el apoyo a las PyMEs se daría a través de la habilitación de la inyección y retiros de energía en el mismo punto de conexión, para comercializarla con las concesionarias de servicio público de distribución que presten servicio en dicha zona.

Aunque cabe aclarar que la propuesta establece un techo anual de 500 GWh/año de la totalidad de inyecciones PMGD que podrían ser destinadas a ese mecanismo y su implementación será por medio de una bolsa de precio preferente conformada por las PyMEs y operadores de servicios sanitarios rurales que cumplan con los requisitos objetivos de focalización. 

Y si bien el proyecto de ley aún debe tratarse en el Congreso, desde el sector continúan las inquietudes respecto a cómo afectaría esta última medida al suministro eléctrico y demanda de los clientes regulados, considerando los contratos ya adjudicados en años anteriores; pero que desde el Poder Ejecutivo ratificaron en diversas oportunidades al igual que lo hizo la Vocería del Gobierno de Chile. 

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El Future Energy Summit (FES) celebrará su tercera edición en Chile este año, consolidándose como un evento clave en el ámbito de las energías renovables en Iberoamérica.

Este evento, que tendrá lugar los días 27 y 28 de noviembre en el Hotel Intercontinental Santiago, congregará a más de 500 CEOs, líderes de compañías, autoridades gubernamentales, inversionistas y expertos en tecnología para debatir sobre el futuro de la energía limpia.

FES Chile ofrece una plataforma ideal para el networking y la colaboración entre los principales actores del sector energético, incluyendo a desarrolladores de proyectos, tecnólogos, y gremios especializados en energías renovables. Durante las dos jornadas, se realizarán entrevistas exclusivas y debates que abordarán temas clave sobre las soluciones sostenibles en Latinoamérica.

Entre los oradores destacados de esta edición se encuentran figuras importantes del sector energético como Matías Steinacker, CEO de EDF Renewables Chile, Carla Tapia, Country Manager de Enercon, Rebeca Poleo, directora de proyectos de hidrógeno de ENGIE Chile, y Rossana Gaete, Gerente Global de Hidrógeno Verde de AES International Unit.

Estos líderes compartirán su visión y experiencia en la transformación energética, especialmente en lo que respecta a la transición hacia fuentes de energía más limpias y el desarrollo del hidrógeno verde.

El evento es una oportunidad única para conectar a los principales referentes de la industria y discutir las últimas tendencias y proyectos innovadores que impulsan la agenda de las energías renovables en la región.

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Future Energy Summit, la plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables creada de la unión entre Energía Estratégica e Invest in Latam, llevó adelante un nuevo webinar gratuito junto a Huawei Digital Power que representó una oportunidad inigualable para conocer las perspectivas y soluciones innovadoras para el almacenamiento energético con baterías y los desafíos para garantizar una transición energética sostenible en la región. 

Diomedes Quijano, Chief Technical Officer–Huawei Digital Power Multi-Country (Centroamérica y el Caribe), fue quien expuso sobre los últimos avances tecnológicos para el sector renovable, cómo la compañía avanza en la integración de tecnologías digitales y de electrónica de potencia que permitan habilitar la digitalización de la energía, impulsando un futuro más sostenible

“El concepto de mundo inteligente lo tenemos como parte de la misión y visión de Huawei. Queremos movernos de un enfoque energético basado en productos a un ecosistema abierto, es decir una solución intercomunicada que permite integrar la tecnología energética basada en principios electromagnéticos, mecánicos, térmicos; entre otros; a incluir la tecnología digital, donde el flujo energético pueda moverse en paralelo con el flujo de información a lo largo de todas las necesidades de la sociedad”, sostuvo. 

“Cuando podamos controlar todos estos elementos propios de la revolución energética y la revolución de las tecnologías de la información y la comunicación (TICs), y lo integremos dentro de una nube desde la cual puedan ser provistos todos los servicios energéticos necesarios para mantener eficientemente una comunidad, entonces podremos lograr que todas las emisiones de carbono lleguen a ser neutrales. Esta es la visión para una transición energética sostenible”, agregó. 

Además, el especialista remarcó que las tecnologías fotovoltaicas y los sistemas de almacenamiento energético con baterías de litio (BESS, en inglés) continúan con un crecimiento indiscutible, dejando atrás el concepto de energías alternativa largamente aplicado para la energía fotovoltaica (y a otras energías renovables intermitentes), para pasar al concepto de energía principal o primaria en un futuro cercano. Tanto es así que para el 2026, a escala mundial, los proyectos fotovoltaicos podrían alcanzar unos 558 GW de capacidad instalada, en tanto que los BESS rondarían los 196 GW de capacidad. 

Y del mismo modo, subrayó que los sistemas de almacenamiento, en combinación con los fotovoltaicos, y otros tipos de energía renovable, responden a diversas tendencias fundamentales como efectiva administración y gestión de múltiples centrales, grid-forming en múltiples escenarios, seguridad tetradimensional, gestión de electrónica de potencia a nivel de módulos y celdas (MLPE & CLPE), alto voltaje y confiabilidad, frecuencia, densidad y elevada calidad de la energía.

Por lo que Huawei se mantiene a la vanguardia tecnológica y continuará innovando para lograr mayores ventajas y rendimientos en la operación y mantenimiento de los sistemas, como por ejemplo a través de productos estrella, como son las soluciones inteligentes fotovoltaicas en cadena (Smart String PV, en inglés) o las soluciones inteligentes de almacenamiento energético en cadena (Smart String ESS, en inglés), las cuales son un complemento perfecto para las energías renovables, convirtiéndolas en una fuente de energía primaria con altos niveles de confiabilidad aplicable a escala de países (mercado eléctrico), industrias, comercio y hogares. 

“Procuramos traer el futuro de la energía a la actualidad con soluciones digitales, altamente innovadoras, fuertemente controladas para garantizar una seguridad activa desde la granularidad de la microelectrónica de la celda hasta su integración con la red. De hecho, con este tipo de tecnología hemos desarrollado proyectos de éxito por encima de los 15 GWh a escala mundial para aplicaciones diversas, y es un número que continúa creciendo sin parar”, complementó Diomedes Quijano. 

“Por ejemplo, nuestras soluciones fotovoltaicas (Smart String PV) y de almacenamiento energético con baterías (Smart String ESS), están conceptualmente concebidas para administrar distintos equipos: contenedor, inversor, estación de transformación y dispositivos inteligentes de comunicación y monitoreo, que permiten la gestión óptima de las instalaciones. Dada la tecnología modular, de fácil montaje, podemos apostar por el desarrollo de plantas de potencia virtualmente infinitas. Además, dadas las fuertes necesidades de estabilidad de la red eléctrica en los distintos mercados globales y regionales, contamos con soluciones fácilmente adaptables a múltiples servicios, dando soporte a todos los escenarios de respaldo de red, incluyendo, por supuesto, las microrredes inteligentes fotovoltaicas y de almacenamiento”, explicó. 

Y, de cara a las últimas tendencias en el almacenamiento energético con baterías de litio (BESS, en inglés), el especialista también analizó las principales características comunes se podrían plantear en baterías para lograr una armonización regulatoria en Centroamérica y Caribe, además y los requerimientos para tomar ventaja de estas tecnologías dentro de la región. Puntualmente, hizo énfasis en la necesidad de identificar las necesidades primarias de cada mercado, trazar ejes para probar esas tecnologías de manera gradual y, en función de ello, esbozar los planes donde los BESS se vean como sistemas completamente dinámicos, operativos e integrados de las matrices energéticas de cada territorio.

“Esto significa que los BESS no deben ser más vistos como un sistema de respaldo cuando se presenta algún fallo o condición operativa. Hoy contamos con la tecnología para que los BESS formen parte de una dinámica y lógica de operación diaria dentro de los distintos mercados eléctricos y la planificación de las redes a nivel nacional y regional, en múltiples niveles de acción.”, subrayó el Chief Technical Officer de Huawei Digital Power Multi-Country (Centroamérica y el Caribe). 

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El paquete de reformas constitucionales impulsadas por el gobierno federal están generando incertidumbre entre los inversionistas del sector eléctrico en México. Carlos Flores, especialista en energía, advierte que estas medidas, además de poner en riesgo la calificación crediticia del país, están incrementando los costos de financiamiento de los proyectos energéticos. Este escenario no solo afecta la competitividad del sector, sino que plantea serias dudas sobre la capacidad del país para cubrir el crecimiento de la demanda eléctrica y cumplir con sus metas de reducción de emisiones.

«Tras seis años de intentos de bloqueos en el sector, seis años que culminan con una reforma al Poder Judicial y que muy seguramente culminarán también con una reforma a los organismos autónomos, que en el sector eléctrico repercute en el operador de la red CENACE y al regulador CRE, pues no se ve un camino claro y sin riesgos», declaró Flores en conversación con Energía Estratégica.

A pesar de la gravedad de la situación, Flores aclara que esto no significa que las inversiones en energía renovable o en el sector eléctrico en general se detendrán por completo. «Lo que va a suceder es un incremento en el costo del financiamiento», explica. Este aumento en el costo del capital para las empresas que desean invertir en México implicará que la tasa interna de retorno de los proyectos suba, según estimaciones del especialista consultado las tasas podrían aumentar entre 200 y 300 puntos base, lo que a su vez impactará el costo de la energía. Flores describe este proceso como una cadena que perjudicará la competitividad de los nuevos proyectos y podrá tener un impacto directo en el consumidor.

«Es el consumidor quien va a tener que pagar su electricidad a un costo más elevado», afirma. Además, advierte que, si el gobierno decide mantener los precios bajos, «una mayor parte de sus impuestos irán dirigidos a subsidiar a la Comisión Federal de Electricidad (CFE)». En resumen, los mexicanos enfrentarán tarifas más altas o verán cómo sus impuestos financian la operación de la CFE mediante subsidios, lo que en última instancia significa un mayor costo para los ciudadanos.

Ante este panorama, surge la pregunta: ¿Podría el cambio en la presidencia, con la llegada de Claudia Sheinbaum, modificar el rumbo de las políticas energéticas en México? Carlos Flores se mostró escéptico. «Difiero de la mayoría de mis colegas», señaló en conversación con este medio, explicando que muchos expertos creen que Sheinbaum podría dar un giro en la política energética; sin embargo, según Flores, «si conectamos los puntos hacia atrás y vemos cuando Claudia Sheinbaum era alcaldesa y gobernadora, siempre siguió al pie de la letra las instrucciones del presidente López Obrador».

Basándose en este análisis, Flores prevé que las políticas de Sheinbaum seguirán la misma línea que las del actual presidente. «No veo por qué debemos esperar un cambio de rumbo», sentencia, anticipando que las inversiones en energías renovables continuarán estancadas, a excepción de la generación distribuida. Flores fue tajante: «No veo que haya una sola empresa dispuesta a nuevas inversiones en el sector».

Si el panorama no cambia, el especialista consultado advierte al menos tres problemas graves. El primero es el incremento de costos para los consumidores, como ya se mencionó. En segundo lugar, la incapacidad de México para cubrir el crecimiento de la demanda eléctrica. «Si no se pudo cubrir la demanda actual, ¿cómo vamos a cubrir la demanda futura?», cuestiona. El tercer gran problema que Flores identifica es la incapacidad de México para cumplir con sus compromisos internacionales en materia de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. «Aunque este ha sido un tema de baja prioridad para el partido en el poder en los últimos seis años, no podemos ignorar sus implicaciones a largo plazo», señala.

Una política energética sin lógica financiera

Carlos Flores también expresó su preocupación por el retroceso que está experimentando el sector energético en México. «Estamos volviendo a las decisiones de los años 70 y 80, donde todo giraba en torno a la popularidad del presidente, sin ninguna lógica financiera detrás», sostuvo. En su opinión, el enfoque en «rescatar» las empresas públicas y perseguir una soberanía energética «ficticia» solo agravará los problemas que enfrenta el país.

Con este análisis, el especialista concluye que las reformas constitucionales, lejos de traer estabilidad al sector energético, están aumentando la incertidumbre y los costos de las inversiones, con efectos directos sobre los consumidores y el futuro de las energías renovables en México, complicando aún más su camino hacia una transición energética sostenible.

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Risen Energy, uno de los líderes mundiales en soluciones de energía renovable, participó en RE+ 2024, el evento más grande e importante de Norteamérica para la industria de la energía limpia, celebrado en Anaheim, California. Durante el evento, la empresa destacó sus tecnologías de vanguardia, con énfasis en el Sistema de Almacenamiento de Energía en Baterías (BESS) y los módulos fotovoltaicos con tecnología HJT (heterounión), ambos ya disponibles para la venta en Brasil y en varios mercados globales.

Risen Energy presentó su gama Hyper-Ion, equipada con la innovadora tecnología HJT, reconocida por su alta eficiencia, rendimiento superior a altas temperaturas y el menor coeficiente de degradación del mercado. Estos módulos fotovoltaicos son ideales para proyectos de energía solar a diversas escalas, reafirmando el compromiso de la empresa de ofrecer a los clientes soluciones de alto rendimiento y un bajo coste total de propiedad.

Durante el evento, Risen Energy tuvo la oportunidad de conectar con socios estratégicos de los mercados americano y latinoamericano, nuevos clientes e importantes líderes de la industria. El crecimiento del mercado solar, combinado con la expansión de las tecnologías de almacenamiento de energía, fueron temas centrales en las conversaciones con los participantes.

«RE+ 2024 fue una oportunidad única para demostrar cómo nuestras tecnologías están a la vanguardia de la transición mundial hacia la energía limpia. El mercado de almacenamiento de energía, en particular, tiene un enorme potencial de crecimiento, tanto en Brasil como a nivel internacional. Estamos entusiasmados por seguir liderando esta transformación con nuestras soluciones BESS y los módulos solares más avanzados», afirma Thiago Canal, Overseas Growth Business Manager de Risen Energy.

La feria también brindó a Risen Energy la oportunidad de estrechar relaciones con clientes de larga data y establecer nuevas asociaciones que serán clave para el futuro de la empresa.

Con sede en China, Risen Energy sigue ampliando su presencia global, aportando innovación en energía solar y soluciones de almacenamiento a mercados de todo el mundo.

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Parque Eólico Arauco, empresa 100% dedicada a la generación de energía renovable en la Provincia de La Rioja (Argentina), planea superar los 450 MW renovables instalados en el corto plazo, a través de la hibridación de sus parques, mientras avanza en dos proyectos pilotos de hidrógeno verde y almacenamiento de energía.

La compañía ya cuenta con 250 MW eólicos operativos y “está por llevar adelante más de 50 MW eólicos y 150 MW para parques híbridos”, además de los 25,5 MW adjudicados en la licitación RenMDI del 2023, según informó Osvaldo Navarro, asesor de Parque Eólico Arauco, durante un evento organizado por el Consorcio H2ar al que asistió Energía Estratégica.

A partir de ello, la firma riojana busca tener los primeros dos parques renovables híbridos de Argentina y estar a la vanguardia en Sudamérica en conectar energía eólica y solar en el mismo punto, con el objetivo de aprovechar mucho más las estaciones transformadoras y las líneas de despacho que poseen. 

Y cabe recordar una de esas centrales se dio en convenio entre Parque Eólico Arauco e IMPSA, firmado en mayo del año pasado (ver nota), y en su momento se comunicó que el proyecto demandará una inversión total de USD 49.000.000 y evitará la emisión de aproximadamente 1.000.000 de toneladas de CO2 durante 20 años al generar energía totalmente limpia. 

“De todos modos, no alcanza con los grandes parques para una mejor penetración y por eso empezamos a estudiar proyectos de almacenamiento e hidrógeno verde. Por lo que buscamos proyectos de pequeña escala que permitan adquirir capacidad técnica y conocimiento con proveedores, que sean escalables, que tengan una demanda flexible y que tengan visibilidad en la realización”, sostuvo Navarro

Es por ello que Parque Eólico Arauco insiste en dos proyectos de baja escala que ya se encuentran en etapa de prefactibilidad y que no sólo se vinculan con la generación de energía renovable, sino también con el hidrógeno verde para la movilidad sustentable y el almacenamiento de energía. 

El primero de ellos es un electrolizador piloto de 1 MW de capacidad para alcanzar costos competitivos para la producción de H2V, que es considerado uno de los combustibles del futuro. Dicho vector permitirá abastecer 15 ómnibus urbanos con tecnología de co-combustión con costo de USD 1,2 por kilómetro. 

“Además, el proyecto es escalable a 25 MW de potencia y el parque de 500 MW tendrá curtailment, pero podrá abastecer 300 micros y un modelo de gas-blending para alrededor del parque; con el que llevaremos el costo a USD 1 / km”, aseguró el especialista. 

Mientras que el proyecto de almacenamiento se debe a que el sur de La Rioja tiene “dificultades” para abastecimiento de energía y usa generación forzada; por ende Parque Eólico Arauco presentó un proyecto a la convocatoria “AlmaMDI” (lanzada a fines del año pasado) para paliar tal situación. 

“Propusimos módulos de electrólisis de 2,5 MW por parques solares de no más de 5 MW de capacidad, complementados con storage y esa energía se devuelve por la noche mediante celdas de hidrógeno. Incluso, CAMMESA se vio interesada en esta tecnología y quedó en estudio para la próxima etapa de AlmaMDI”, concluyó. 

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El CoordinadorEléctricoNacional(CEN) de Chile notificó al ministro de Energía, Diego Pardow, por una problemática que afecta al desarrollo y perfeccionamiento del sistema de transmisión, lo que impacta directamente en el proceso de transición energética del país. 

La misiva enviada días atrás informa que hay más de 70 obras de transmisión discontinuas, ya sea porque fueron declaradas desiertas (por la ausencia de proponentes u ofertas más elevadas que el precio de reserva) o abandonadas por las empresas constructoras adjudicadas en las licitaciones correspondientes. 

Este hecho que despierta las alarmas en el sector, debido a que muchos de los proyectos en cuestión corresponden al sistema de transporte eléctrico zonal y tienen el propósito de mejorar la calidad de servicio de los habitantes del país. 

Y de acuerdo a lo manifestado por la carta del Coordinador Eléctrico, la principal causa de la falta de ofertas en los procesos de licitación radica en que “los valores de inversión referenciales no reflejan las condiciones actuales de la industria”. 

“En los últimos años, hemos observado un aumento significativo en los costos de las obras de transmisión, atribuido a procesos inflacionarios surgidos tras la pandemia y el conflicto Ucrania-Rusia, la alta demanda global de las cadenas de suministro de equipamiento necesario, y el alza en los componentes nacionales”, sostiene el documento. 

“Estas mismas razones generan un desajuste con los valores de reserva definidos por la Comisión Nacional de Energía, lo que ha llevado a que las licitaciones sean declaradas desiertas incluso cuando se han recibido ofertas”, agrega.

Incluso, varios de los 23 proyectos desiertos fueron relicitados en tres oportunidades y una de ellas en cuatro ocasiones (aumento de capacidad de transmisión en línea 1×66 kV El Maitén – El Paico – El Monte). 

Mientras que los motivos de los abandonos de la infraestructura adjudicada están vinculados a mayores costos de construcción prevalecientes. Es decir que se condice con la situación del rubro transportista y la diferencia en los valores, a pesar que en el transcurso de este año el CEN haya tenido propuestas y adjudicado ganadores en diferentes convocatorias de esta índole. 

“Lamentablemente, en el último tiempo, el riesgo regulatorio aumentó por distintas razones. Hoy se refleja en las licitaciones, con señales de precio fuera de mercado y como un elemento más del escenario de incertidumbre. Pero lo que realmente importa es despejar las fuentes del riesgo y recuperar la confianza de los inversores”, manifestaron desde la Asociación de Transmisoras de Energía de Chile, gremio que agrupa a las empresas que operan el 58% de las líneas de alta tensión y el 100% de las líneas de 500 kV. 

Y si bien el Coordinador Eléctrico Nacional vaticinó la repetición de ese tipo de acontecimientos en el futuro ante una falta de actualización de los valores referenciales de inversión y desincentivos para el sector, también propuso una serie de medidas para evitarlo:

Actualizar los valores referenciales de inversión de las obras a relicitar
Añadir una fórmula de indexación del valor entre la fecha de adjudicación y la fecha de finalización de la obra, como por ejemplo de costos de materiales, tipo de cambio y mano de obra, con el fin de remunerar al contratista adjudicado conforme a los costos vigentes en el mercado. 
Definir los valores de reserva de las obras sobre una base de costos más actuales al momento de la adjudicación.

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A menos de 100 días de haber iniciado el gobierno de José Raúl Mulino, el sector eléctrico empieza a tomar una posición estratégica en la política local. Desde la Secretaría de Energía, liderada por Juan M. Urriola, ya anunciaron revisiones a las bases del mercado.

En el centro del debate está la posible modificación de la Ley 6 de 1997, que regula el sector eléctrico. Esta ley, que ha regido durante más de dos décadas, podría ser objeto de cambios impulsados por la nueva administración.

Ramiro Troitiño, presidente de la Cámara Panameña de Generadores Hidroeléctricos (CAPAGEH), ha expresado su respaldo a esta propuesta, aunque con ciertas reservas. «Creo que en términos generales es bien recibido que se quiera modernizar la ley porque ya tiene su tiempo», comentó Troitiño. Sin embargo, destacó la necesidad de esperar a conocer los detalles concretos de la propuesta.

Sobre esta ley que establece el régimen al que se sujetarán las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, el presidente de CAPEGEH subrayó puntos clave para la liberalización de la comercialización de la energía, que actualmente está en manos de las distribuidoras.

Troitiño explicó que esta medida podría tener un impacto positivo en el mercado: «Nos parece bien liberalizar la comercialización de la energía que actualmente está monopolizada por las distribuidoras. Se espera que el comercializador sea como un agente que permita dinamizar el mercado, y eso nos parece bien a todos», afirmó.

Según el referente del gremio de hidroeléctricas, la introducción de un agente comercializador independiente podría fomentar una mayor competencia y generar beneficios tanto para los generadores como para los consumidores. «Eso funciona en otros países y ha dinamizado muchos mercados, ya que ha logrado hacer que se venda más y que se venda a mejor precio», añadió.

Sin embargo, Troitiño también observó que la forma de implementación de esta medida será crucial para su éxito. «Cómo se implementará no se sabe. Esperamos que el distribuidor siga siendo comercializador, pero que no tenga monopolizado ese servicio», señaló.

Según pudo saber Energía Estratégica por fuentes extraoficiales, un primer anteproyecto de modificación a la Ley 6 sería compartido con partes interesadas este jueves 19 de septiembre, de manera de despejar algunas dudas que ya están empezando a tomar relevancia en el mercado.

Interrogantes sobre la participación de empresas estatales

A pesar del enfoque del gobierno en apoyar a la empresa privada, Ramiro Troitiño advirtió que desde la actual administración estarían anticipando cambios en las empresas estatales del sector eléctrico.

Un primer aspecto que observó fue el papel que adquirirán la estatal EGESA, la empresa de generación eléctrica de Panamá: «no tiene sentido que el Estado esté tratando de participar más de una actividad económica que ya está atendida por los privados». En su opinión, la participación de EGESA en el mercado no solo es innecesaria, sino costosa, ya que la empresa estatal no ha logrado cubrir sus costos y representa una carga para los contribuyentes. «Nos cuesta 1 millón y medio al año en nuestros impuestos», lamentó el referente empresario en conversación con este medio.

En este contexto, la figura del comercializador se posiciona como una oportunidad para aumentar el dinamismo en el sector eléctrico. «Es sin duda una forma de incorporar la competencia en el sector de distribución, un sector donde realmente no hay competencia porque son monopolios sectoriales», comentó Troitiño. Para él, la falta de competencia ha afectado la eficiencia del mercado, y la liberalización podría ser una solución efectiva. Sin embargo, reconoció que existe resistencia por parte de las distribuidoras, mientras que las generadoras están a favor de la medida.

Por otro lado, el presidente de la Cámara Panameña de Generadores Hidroeléctricos (CAPAGEH) sugirió que un aspecto adicional a considerar es la apertura del sector de transmisión, actualmente controlado por la estatal ETESA. «Debería ver cómo se busca ahora con el cambio de la ley abrir un poco ese sector para que haya competencia», afirmó, señalando que, aunque no podría sugerir cómo llevarlo a cabo, la posibilidad de que otros agentes puedan ofrecer servicios de transmisión en competencia con ETESA podría ir en pos de la eficiencia del sector.

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LUMA Energy ServCo, LLC. (LUMA) emitió una Solicitud de Propuestas (RFP) para diseñar y construir dos sistemas de microrredes en las islas de Vieques y Culebra.

Mario Hurtado, vicepresidente y Chief Regulatory Officer de LUMA Energy precisó a Energía Estratégica que el proyecto contempla la instalación de plantas fotovoltaicas y baterías de respaldo en ambas islas.

En Vieques, se espera que la planta solar tenga una capacidad de 12 MW, mientras que la de Culebra alcanzará los 3 MW. En cuanto a la capacidad de las baterías, el sistema de almacenamiento de Vieques será de 8 MW/8 MWh, y el de Culebra contará con 4 MW/4 MWh, ambos equipados con transformadores elevadores.

«Cada BESS debe estar interconectado en un alimentador de 38 kV, aguas arriba de las subestaciones de distribución existentes para ambas islas, con tamaños proporcionales al nivel de demanda y con energía para satisfacer la demanda de carga durante las duraciones aplicables a cada una de las opciones de tamaño descritas», detalló Hurtado.

El proceso de licitación ha avanzado con la publicación de una primera adenda ayer 16 de septiembre del 2024, que actualiza las fechas clave del cronograma. Allí, se aclara que la primer visita a los sitios seleccionados iniciarán hoy mismo, 17 de septiembre, repitiéndose este viernes 20, y una segunda visita está prevista para el 1 y 3 de octubre del 2024.

Cualquier interesado que planee asistir a las visitas al sitio debe registrarse previamente enviando un correo electrónico a procurement@recomspr.net, incluyendo los nombres y correos electrónicos de todos los asistentes.

Luego de las visitas y antes del 8 de noviembre de 2024, los interesados en presentar una oferta deberán enviar un documento expresando su intención de participar, a través de la plataforma del proceso alojada por PowerAdvocate, parte de Wood Mackenzie. Y, en la misma plataforma presentar sus propuestas hasta el 11 de noviembre del 2024 como fecha límite.

Ahora bien, para tener acceso a los documentos necesarios para formular sus propuestas, las empresas interesadas deberán además completar un Acuerdo de Confidencialidad en la plataforma PowerAdvocate, que es obligatorio por parte de la Oficina de Adquisiciones de Terceros (3PPO).

La propuesta forma parte de las medidas de mitigación de riesgos de la sección 406, diseñada para garantizar que la infraestructura crítica de ambas islas continúe operando durante desastres naturales; por lo que, esta convocatoria tiene como principal objetivo mejorar tanto la calidad como la resiliencia del sistema eléctrico. Además, la integración de fuentes renovables y almacenamiento de energía permitirá una menor dependencia de los generadores diésel, que hasta ahora han sido la base de la generación de energía en estos territorios.

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De acuerdo con la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER), Guatemala tiene aún un 88% de su potencial de energías renovables por impulsar. De los 5000 MW de energía hidráulica aprovechable, solo se han utilizado 1528 MW. En el caso de la energía geotérmica, de los 1000 MW disponibles, únicamente 34 MW están en operación. Pero aquello no sería todo. 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.

Este subaprovechamiento de los recursos naturales resalta la importancia de la licitación PEG-5, un proceso que podría marcar un cambio significativo en el panorama energético del país porque promete ser la más grande de la historia de Guatemala al contratar en el orden de los 1200 MW a 1500 MW, de acuerdo a las últimas declaraciones de autoridades.

La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) trabaja con la meta de emitir los Términos de Referencia (TDR) de esta licitación en octubre (ver más) para brindar mayores certezas, lo que tiene en vilo al sector empresario tanto local como extranjero:

«La expectativa en torno al PEG-5 es alta, ya que se espera que la CNEE defina los términos de referencia que guiarán el proceso», afirmaron desde AGER. Los TDR serán clave para sentar las bases de una licitación que atraiga inversiones de empresas que busquen contribuir al crecimiento del sector eléctrico en Guatemala, y signifique el inicio de un mejor aprovechamiento del potencial renovable del país.

Una de las novedades que se dieron a conocer en la antesala de este proceso fue la aprobación de modificaciones a 12 Normas de Coordinación que habilitan a que puedan funcionar en el país sistemas de almacenamiento y proyectos de Generación Híbrida Autónoma (GHA) compuestos por centrales solares y eólicas con baterías. De allí que, renovables con o sin almacenamiento podrían ofertar en la próxima licitación de Guatemala.

«Creemos que el almacenamiento de energía es una innovadora alternativa que permite el desarrollo óptimo de las tecnologías renovables contribuyendo a incorporar un suministro seguro en el sistema eléctrico nacional, que disminuye la dependencia de combustibles fósiles y maximiza el uso de fuentes renovables, contribuyendo a mantener tarifas bajas para los usuarios finales. Esto, a su vez, aumenta la competitividad para los proyectos renovables, lo que puede hacer que la licitación PEG-5 sea más atractiva para nuevos inversionistas y desarrolladores», consideró un portavoz de AGER.

El almacenamiento también abre la puerta a nuevos modelos de negocio en el sector energético. Las empresas ahora pueden participar en el aporte de potencia al mercado mayorista, regulando de manera más eficiente el recurso renovable primario. También se abren oportunidades en el mercado de reservas operativas, contribuyendo a la calidad y seguridad del abastecimiento energético. ¿Cómo se puede conseguir eso? Desde AGER explicaron:

• Aprovechando los sistemas de almacenamiento se puede optimizar el recurso primario ya sea agua, viento sol, a través del llenado de estos sistemas con la energía propia disponible en horas de menor demanda o cuando se tenga el recurso y tener esa energía disponible en los periodos de mayor requerimiento de los consumidores, ejemplo: se puede usar parte de la energía solar en horas del día para almacenar en baterías y tenerla disponible en las horas de la noche, o bien en horas de la madrugada.
• Otro aprovechamiento es utilizar esos sistemas de almacenamiento para aportar las reservas operativas al sistema, contribuyendo a garantizar la calidad y seguridad del suministro, se almacena la energía y se dispone para momentos en los cuales se requiere para cubrir el faltante de otras tecnologías de generación.

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El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile llevó a cabo la apertura de ofertas administrativas y técnicas de la licitación para la construcción y ejecución de obras de transmisión incluidas en los Decretos Exentos Nº4 del 2024, N°200 del 2022 y N°185 del 2021. 

Puntualmente, el proceso recibió el interés de las diez firmas Tucapel Energía, Changshu Fengfan Power, Monlux, Sistema de Transmisión del Sur, Ametel, Conexión Kimal Lo Aguirre, Elecnor, Bac Ingenieros, PowerChina y Quantum Energy. 

Dichas empresas presentaron ofertas para 28 obras de transmisión, con plazos de ejecución oscilan entre 18 y 60 meses, siendo mayormente para ampliar las subestaciones eléctricas del Sistema Eléctrico Nacional de Chile (SEN). 

Aunque es preciso mencionar que otros 15 proyectos quedaron sin ofertas (8 de las cuales fueron retiradas del proceso a sólo semanas de entregar oferta), a pesar que varias de estas obras fueran relicitadas tras el incumplimiento de las obligaciones establecidas en el proceso del 2023, a pesar que en aquel entonces hubo siete empresas interesadas (ver nota)

Una de las particularidades es que Elecnor fue la única compañía que ofertó en la obra que más tiempo y dinero demandará para realizarse: Tendido segundo circuito línea 2×500 kV Ancoa – Charrúa. Proyecto de más de USD 60.200.000 de valor de inversión referencial, lo que representa más de un tercio de toda la convocatoria. 

Mientras que Ametel (Andaluza de Montajes Eléctricos y Telefónicos) fue la firma con mayor cantidad de propuestas (10), seguida por Monlux (6) y Sistema de Transmisión del Sur (5). 

Aquellas iniciativas que cumplan con los requisitos y la completa presentación de la información, avanzarán en el proceso licitatorio y recién se conocerán las ofertas económicas el jueves 14 de noviembre. En tanto que la adjudicación se realizará el día 22 de dicho mes. 

Y cabe mencionar que cada propuesta de esta convocatoria tendrá una validez que deberá extenderse, por lo menos, 300 días hábiles a contar de la fecha de cierre del período de recepción de propuestas. 

A continuación, una por una las ofertas:

Tucapel Energía

Amp S/E Gorbea
Amp S/E Entre Ríos 500 kV (IM) y 220 kV (IM)

Changshu Fengfan Power 

Aumento de capacidad línea 2×220 kV Nueva Zaldívar – Likanantai
Amp S/E Taltal (NTR ATMT)
Amp S/E Kimal 220 kV (IM)
Amp S/E Monte Mina 220 kV (IM)

Monlux

Amp S/E Casas Viejas
Amp S/E Hospital (NTR ATMT)
Amp S/E Retiro 66 kV (BS), nuevo transformador (NTR ATMT) y seccionamiento de la línea 1×66 kV Parral – Tap Longavi en S/E Retiro 66 kV
Amp S/E Escuadrón
Amp S/E Andalién (NTR ATMT)
Amp S/E Villarrica (NTR ATMT)

Sistema de Transmisión del Sur

Amp S/E Polpaico 
Amp S/E Rungue
Refuerzo tramo TAP Vitacura – Vitacura
Amp S/E Paillaco (NTR ATMT) y seccionamiento línea 1×66 kV Llollelhue – Los Lagos
Amp S/E Dalcahue

Andaluza de Montajes Eléctricos y Telefónicos (Ametel)

Amp S/E Casas Viejas
Amp S/E Los Poetas
Amp S/E Pozo Almonte
Amp S/E Villarrica
Amp S/E Pumahue
Amp S/E Polpaico 
Amp S/E Recoleta (NTR ATMT)
Amp S/E El Rosal 220 kV (IM)
Amp S/E Purranque (NTR ATMT)
Amp S/E Tineo 

Conexión Kimal Lo Aguirre

Amp S/E Kimal 220 kV (IM)

Elecnor 

Tendido segundo circuito línea 2×500 kV Ancoa – Charrúa
Amp S/E Parinas (NTR ATAT)
Amp S/E Parinas 500 kV (IM) y 220 kV (IM)

Bac Ingenieros

Aumento de capacidad línea 1×66 kV Charrúa – Chillán

Powerchina 

Amp S/E Parinas (NTR ATAT) 
Amp S/E Parinas 500 kV (IM) y 220 kV (IM)
Amp S/E Algarrobal 220 kV (IM)
Amp S/E San Juan 66 kV (BPS), reemplazo transformadores (RTR ATMT) y seccionamiento de la línea 2×66 kV Pan de Azúcar – Guayacán en S/E San Juan 66 kV

Quantum Energy

Amp S/E Villarrica (NTR ATMT)

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La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA) y la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT) presentaron un estudio sobre las inversiones necesarias en infraestructura de distribución para el cumplimiento de las metas ambientales de Argentina. 

El reporte sigue la misma premisa que aquel presentado días atrás para toda la región (ver nota), por lo que también plantea un escenario optimista (efectivo) y otro conservador (parcial) de transición energética al 2040, relacionados con los 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 de baterías, normalización/pérdidas y universalización de la energía.

Puntualmente, el escenario de transición energética efectiva al 2040 arroja que Argentina requerirá alrededor de USD 40.000 millones en inversiones para llegar a cumplir todas las metas planteadas (promedio de USD 2400 millones por año); de los cuales USD 13.000 millones se encuentran relacionadas con el propio crecimiento tendencial de la demanda y los restantes restante USD 27.000 millones con los 11 vectores mencionados. 

“La actualización y modernización de la red es el vector que mayor peso tiene, y cuando se menciona la conexión a recursos de generación distribuida es la adecuación del sistema para que haya una penetración elevada al 20%”, aclararon desde la consultora Grupo Mercados Energéticos.

“El componente que más demanda inversión es aquel de actualización de la red, lo que también habla que Argentina tiene un buen nivel de acceso y cobertura eléctrica, pero también un problema de redes que llevan años sin actualizaciones ni modernizaciones, lo que sería un reto para el país”, agregó Roberto Cajamarca, director de Gestión del Conocimiento de ADELAT, durante una charla a la que asistió Energía Estratégica.   

Mientras que en el escenario de transición energética parcial y más conservador, en línea con el estado actual, las inversiones necesarias serán de USD 25.000 millones, repartidos en USD 11.000 para el crecimiento tendencial base y USD 14.000 millones para la transición de caso parcial. Hecho que representaría cerca de USD 1400 millones por año. 

“Una de las conclusiones del paper de regulación es que debemos remunerar los costos reales. Por ejemplo, algunos países utilizan costos reales basados en modelos de benchmark y son buenas prácticas trasladables para Argentina, en un momento importante para la regulación y la amplia discusión sobre el modelo normativo”, aseguró Alessandra Amaral, directora ejecutiva de ADELAT.

Bajo esa misma premisa, desde la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT) manifestaron que su agenda coincide con la del Poder Ejecutivo de Argentina, considerando que desde la campaña electoral augura sincerar las tarifas energéticas, a fin de que éstas poco a poco reflejen el costo real del suministro. 

Entre esas medidas del gobierno argentino, se destacan el enfoque en la eficiencia energética y en planes destinados al sector comercial del país, como por ejemplo el lanzamiento Programa de Reconversión y Eficiencia Energética que promoverá la adquisición de tecnologías eficientes en hogares y empresas mediante créditos a tasas preferenciales y competitivas. 

O mismo a través del aumento del límite de potencia de la generación distribuida de 2 MW a 12 MW para los Usuarios – generadores mayores (UGma – potencia contratada de más de 300 kW), sean individuales, comunitarios o comunitarios virtuales.

“Incluso, el Subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Damián Sanfilippo, reconoció la importancia de las inversiones en distribución explicadas en el informe, de atender la coyuntura y cuestiones urgentes, pero sin perder de vista la necesidad de avanzar en la cuestión regulatoria y habilitación de las tendencias de la transición energética”, complementó el director de Gestión del Conocimiento de ADELAT.

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El almacenamiento de energía en baterías ha despertado un interés creciente a nivel mundial, y Latinoamérica no es la excepción. Durante la reciente feria RE+, uno de los eventos más grandes del sector energético en Estados Unidos, Fortress Power destacó como uno de los principales exponentes en el desarrollo de soluciones energéticas resilientes y escalables.

La compañía estadounidense, con sede en Pensilvania, presentó su más reciente oferta de productos a un público diverso, que incluyó una gran cantidad de asistentes de América Latina y el Caribe, principalmente de México y Colombia, pero también de otros países como Guatemala, Honduras, Argentina, Puerto Rico y Jamaica.

María Elena Barrera, LATAM Business Development Manager en Fortress Power, compartió detalles sobre la experiencia con Energía Estratégica: “La recepción que tuvimos en el Booth de Fortress Power fue súper buena”, introdujo, y destacó la alta participación de visitantes latinoamericanos, lo que fue coincidente con su estrategia de equipo presente durante la feria. “Este año trajimos a siete personas de habla hispana que son parte del equipo de Fortress Power porque sabemos que siempre vienen clientes de Latinoamérica. La verdad es que habían visitantes que ya son clientes de nosotros hace mucho tiempo y también personas interesadas en proyectos especiales y muy significativos para los distintos países latinoamericanos”.

“Me encontré con una persona que estaba buscando una batería justamente de más o menos 160 kWh y estaba teniendo problemas para encontrarla porque muchas baterías son muy pequeñas u otros fabricantes están yendo ya más hacia utility scale, arriba del MW. Con Fortress Power, puedes empezar desde 5.4 kWh con nuestras baterías pequeñas que sirven tanto para residencial como para comercial, hasta 4.6 MWh con nuestras soluciones comerciales”, explicó Barrera.

Entre las innovaciones más llamativas de Fortress Power estuvieron cuatro productos clave, tres de ellos completamente nuevos. El que tiene más trayectoria en el mercado fue el eSpire Mini, una solución comercial e industrial que va desde 81 kWh hasta 266 kWh, equipada con inversores, baterías y un sistema de gestión integrado.

Otros productos nuevos incluyen la batería stackable eForce de 9.6 kWh, diseñada para exteriores, y la eFlex Max, una actualización de su versión anterior, que ahora cumple con los estrictos requisitos del código de construcción de California. Asimismo, el sistema Avalon de alto voltaje llamó la atención con su panel inteligente de energía, certificado por UL, que facilita el control de las cargas y asegura una gestión eficiente.

Como aspecto destacado, recibieron consultas sobre microrredes y Virtual Power Plants (VPP). Aquello no es menor, y menos tarándose de Fortress Power que ya cuenta con una participación activa en programas de plantas virtuales de energía en siete estados de Estados Unidos, incluido Puerto Rico. En este archipiélago están impulsándose proyectos varios que están siendo vistos desde todo el continente con ánimos de replicarlos.

Entre la delegación de puertorriqueños que viajaron a California en el marco de la feria RE+, María Elena Barrera, LATAM Business Development Manager en Fortress Power, subrayó la asistencia de actores importantes de la industria fotovoltaica en Puerto Rico como Ángel Zayas, propietario de AZ Engineering, e Irving Cruz, presidente de Synerlution PR, que han sido fundamentales para la instalación de cientos de sistemas de energía solar en la isla y con quienes Fortress Power han impulsado proyectos clave.

En tal sentido, es preciso indicar que Fortress Power se destaca no solo por sus productos innovadores que pueden ser implementados en el segmento residencial o comercial aplicándose hasta microrredes y plantas virtuales, sino también por su compromiso con la educación y el soporte técnico, especialmente en mercados como el puertorriqueño.

La compañía ofrece entrenamientos constantes a instaladores, tanto de manera virtual como presencial, asegurando que los sistemas se instalen correctamente y que los clientes puedan disfrutar de soluciones energéticas confiables y de alta calidad. «En las tormentas de Fiona y Ernesto, el número de llamadas de nuestro call center fue muy bajito. Más bien tuvimos tantos mensajes de agradecimiento porque pues realmente el producto es muy confiable», señaló Barrera.

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El Comité Especial de Nominaciones, integrado por Marco Mancilla, Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, Cristina Orellana, Consejera del Consejo de Alta Dirección Pública, Nicolás Rojas, Presidente del Tribunal de Defensa de la Libre Competencia, y Carlos Silva, integrante del Panel de Expertos, en sesión de fecha 12 de septiembre de 2024, resolvieron seleccionar como Consejeros a Bernardita Espinoza Valdivia y Carlos Finat Díaz, quienes desempañarán dicho cargo hasta octubre del año 2029.

La Ley N°20.936, que establece un nuevo Sistema de Transmisión Eléctrica y crea el Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, señala que este organismo será dirigido y administrado por un Consejo Directivo, compuesto por cinco consejeros.

Estas designaciones, que se harán efectivas a partir del 11 de octubre próximo, se producen luego de la culminación de un proceso de selección que el Comité Especial de Nominaciones llevó a cabo entre julio y septiembre de este año. Al concurso se presentaron 37 postulantes, de los cuales 18 postulantes de connotada experiencia en el sector eléctrico pasaron a la etapa final.

Reseñas

Bernardita Espinoza Valdivia es ingeniera civil industrial de la Universidad de Chile, magíster en derecho mención derecho regulatorio y empresa en la Pontificia Universidad Católica de Chile, cuenta con más de 23 años de trayectoria profesional, destacando su rol como gerente general de las empresas Eletrans.

Carlos Finat Díaz es ingeniero civil electricista de la Universidad de Chile, cuenta con más de 40 años de trayectoria profesional, desempeñando roles gerenciales y directivos principalmente en la industria de energía, fue Director Ejecutivo de ACERA A.G. y Director Ejecutivo del CDEC-SING.

De esta forma, el Consejo Directivo del Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional quedará conformado por don Juan Carlos Olmedo, como Presidente; la consejera Bernardita Espinoza, y los consejeros Carlos Finat, Jaime Peralta y Humberto Espejo.

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