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El Ministerio de Energía de Chile lanzó a consulta pública el nuevo plan de descarbonización, correspondiente al segundo tiempo de la transición energética del país, en el que establece 45 medidas para lograr una matriz más limpia y fortalecer la seguridad y resiliencia del sistema eléctrico. 

El proceso de consulta estará abierto hasta las 23:59 horas del lunes 16 de diciembre de 2024 y el plan da continuidad al compromiso establecido en el primer acuerdo de retiro y/o reconversión de centrales a carbón (suscrito en 2019) y la ley marco de cambio climático (publicada en 2022). 

El plan traza una hoja de ruta de cuatro ejes para retirar progresivamente las centrales a carbón en Chile, considerando que hay 2163 MW de potencia en 5 centrales con retiro/reconversión disponibles para 2025-2026 y 1683 MW de potencia de 3 centrales con retiros o reconversiones posteriores al 2030.

El primer eje está vinculado con el desarrollo “urgente” de proyectos que aporten al cumplimiento de las metas climáticas nacionales y fortalecer instrumentos para su inserción territorial sostenible.

Por lo que entre las principales se destacan la incorporación de incentivos en las licitaciones de terrenos fiscales para aquellos proyectos en zonas de transición energética por retiro o reconversión de centrales a carbón, que permitan mantener o compensar la actividad económica, y en áreas planificadas por el estado a través de instrumentos de planificación energética sometidos a Evaluación Ambiental Estratégica. 

Asimismo, dicho eje contempla que para el 2030 esté lista la primera unidad de generación eléctrica a carbón reconvertida a tecnologías con combustibles sostenibles (hidrógeno / amoníaco verde vía co-combustión o mezcla) y condensadores síncronos; o mismo la implementación de sistemas de almacenamiento de energía puros o aislados en la planificación urbana

El eje N°2 tendrá el foco puesto en la transmisión eléctrica, mediante el refuerzo de la señal de localización en los instrumentos de largo plazo (a partir de 2027), un esquema de inversiones privadas en la materia, exenciones de estudio de impacto ambiental para ciertas obras (Modificación DS N°40 – reglamento del SEIA) e incentivos económicos en el modelo de remuneración, relacionada con los esquemas de control basados en automatismos (cambios al DS N° 125). 

También abarca la identificación de una cartera de “obras estratégicas” (OOEE) que requieran participación más activa del Estado para su ejecución a partir de los escenarios de proyección de oferta y demanda energética y a través de una modificación de la Ley General de Servicios Eléctricos entre 2025 y 2026. 

“Las obras de expansión que surjan del Plan de Expansión de la Transmisión (PET) desarrollado por la Comisión Nacional de Energía (CNE) seguirán su curso actual, pero el PET incorporará automáticamente en su cartera a aquellas OOEE que la  Planificación Energética de Largo Plazo (PELP) determine”, señala el documento. 

El tercer eje proyecta una operación altamente renovable junto a mejoras de mercado para los servicios complementarios (SSCC), a fin de lograr un sistema eléctrico a corto plazo seguro y flexible y con perfeccionamiento en la conformación de precios mayoristas. 

Por tal motivo es que el Ministerio de Energía de Chile propone modificar el diseño actual del mercado SSCC para incentivar mayor competencia y número de players en las subastas, pasando desde la opción de mercado «pay as bid» (precios diferenciados) hacia «pay as clear (precio uniforme). 

Además, se evaluarán nuevos requerimientos normativos y mecanismos que permitan habilitar la participación de la demanda en los mercados de energía, potencia y servicios complementarios; a la par que se prevé poner en práctica acciones adicionales tales como la revisión de los mecanismos actuales de participación de la demanda en dicho mercado (Cargas Interrumpibles, Desconexión Automática de Cargas y Desconexión Manual de Cargas), mediante modificaciones en la ley de servicios eléctricos, el reglamento de potencia y el de SSCC.

Mientras que el eje N°4 está compuesto por la optimización del abastecimiento de clientes finales, la modernización del mercado de servicios complementarios hacia el largo plazo y la compensación de carbono.

Como consecuencia, plantea la reformulación de las licitaciones de suministro, que incluirá un sistema de ponderación que priorice los atributos de flexibilidad, seguridad y sostenibilidad, requisitos técnicos específicos para cada fuente de energía y distintos modelos de contrato con diversos periodos de duración e inicio de prestación.

Y entre otras de las grandes novedades del nuevo plan de descarbonización resalta la creación de un sistema de comercio de emisiones (ETS) de gases de efecto invernadero, basado en un esquema de cap and trade en el sector energético a partir de 2025.

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El récord de generación renovable en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) de Panamá ha sido bien recibido ya que permitió desplazar generación térmica para cubrir la demanda local y generar excedentes para exportar al mercado regional. No obstante, también ha dejado en evidencia la influencia que estas tecnologías tienen en la dinámica del mercado spot y la necesidad de licitaciones abiertas de largo plazo que brinden mayor estabilidad.

Tras aquel hito de renovables y mirando la otra cara de la moneda, se advierte que las empresas de generación que no tienen contrato a largo plazo o que tienen una razonable exposición al mercado de oportunidad, estarían enfrentado una baja en sus ingresos y por ende riesgo de incumplimiento de indicadores financieros.

¿A qué precio se vende su energía en el mercado Spot? Según pudo relevar Energía Estratégica, en estos primeros días de noviembre los valores fueron variando entre los $ 0 MWh y $ 52 MWh con precios promedios diarios menores a $ 30 MWh. Mientras que un precio de energía más acorde de acuerdo con generadores debiera estar en una banda entre $ 60 a $ 70 MWh.

Esta baja impactó en los cálculos económicos de generadoras operativas a partir de tecnologías renovables con menor o nula participación en el mercado de contratos.

Según comentó un agente del mercado, el hito de este día lunes no es la primera vez que sucede y, si bien trajo beneficios para el intercambio regional al país, repercutió de manera negativa en algunas centrales renovables; sobre todo en aquellas tecnologías que por su naturaleza no participan en el mercado de Potencia Firme.

«Accionistas han recobrado poco o casi nada de su inversión inicial», advirtió la fuente consultada.

Y amplió: «La capacidad de repago de deuda que está teniendo muchas empresas actualmente, sobre todo hidroeléctricas y fotovoltaicas, dependen de una contratación de largo plazo urgente para refinanciar sus préstamos bancarios».

¿Qué podría mejorar el escenario actual? Una rápida respuesta que encuentra consensos entre agentes del mercado es convocar a una licitación de largo plazo mejorando las condiciones de participación para que participen centrales nuevas como existentes de diversas fuentes de generación.

Al respecto, es preciso recordar que en Panamá actualmente está en marcha una licitación de corto plazo impulsada por la administración actual para cubrir el suministro de las distribuidoras.

Sin embargo, la cancelación de la licitación de 500 MW de potencia y energía que había sido lanzada a mediados de este año podría ser la respuesta para mejorar la rentabilidad de centrales existentes y una oportunidad de brindar estabilidad de largo plazo.

Sobre este punto, el agente del mercado consultado, concluyó que el correcto funcionamiento en un mercado privatizado solo se da con una competencia amplia y justa, con contratos de largo plazo que permitan una mejor estructura de financiamiento para el proyecto, sin posición dominante de algún agente y que se hagan respetar las reglas del juego en forma imparcial. Desde su perspectiva, la diversificación de la matriz debería ser producto de las ventajas y mejores precios que se puedan obtener de cada tecnología, tanto en época de bonanza como en época de escasez.

Récord de renovables en Panamá: 100% de generación para la demanda local y más de 200 MW exportados a la región

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Desde la Confederación Patronal de la República Mexicana (Coparmex) han expresado optimismo ante la estrategia en materia eléctrica presentada por la nueva administración de México, especialmente en el ámbito de la generación de energías limpias.

Carlos Aurelio Hernández, presidente de la Comisión Nacional de Energía de Coparmex, la calificó como una gran oportunidad para las inversiones, señalando que, tras años de estancamiento, podría reactivar el sector.

«Es un banderazo de salida para las inversiones principalmente en la parte de generación renovable. Recordarás que en los últimos seis años se detuvieron arbitrariamente los proyectos de la iniciativa privada», introdujo Hernández.

Este nuevo impulso, según Hernández, refleja que el gobierno ha tomado en cuenta varias propuestas que circularon por parte de sindicatos, ONGs y asociaciones civiles y empresarias, y estaría buscado reactivar al sector.

Una de las propuestas más destacadas en el plan del nuevo gobierno es la inversión en transmisión y distribución, áreas clave para mejorar la capacidad del sistema eléctrico. Solo la mediante la Comisión Federal de Electricidad (CFE) se prevé 4,600 MDD en 60 proyectos de transmisión y 278 MDD en 41 proyectos de distribución.

Ahora bien, también se contemplan obras de refuerzo a la red nacional de transmisión por un total de 7,403 MDD entre 2025 y 2030 para acompañar las metas de transición energética.

Coparmex ve con buenos ojos esta iniciativa, pero advierte que se deberá hacer un seguimiento a su concreción. «Nos parece fundamental que se puedan cumplir los objetivos para tener la mayor cantidad de interconexiones de centrales eléctricas y centros de carga», mencionó Hernández.

Por otro lado, sobre el campo de la generación el presidente de la Comisión Nacional de Energía de Coparmex advirtió que aún quedan dudas sobre cómo se implementarán los porcentajes de participación para las inversiones privadas. Por lo pronto, queda claro que esta se limitaría para no superar el 46% del mercado, sin embargo dicho porcentaje plantea interrogantes sobre los esquemas como APP y participación en los distintos segmentos del mercado.

Al respecto es preciso indicar que, si bien la nueva estrategia de gobierno plantea que los privados podrán concretar entre 6.400 MW y 9.550 MW de energía renovable para 2030 no se sabe si esta será excluyente para el segmento de gran escala interconectado a redes de transmisión o si también incluirá generación distribuida o abasto aislado.

Sobre estos segmentos del mercado, también hay elementos a favor y en contra ante los cambios planteados por la nueva estrategia del sector eléctrico. Por ejemplo, se menciona el aumento del límite para la generación distribuida de 0,5 MW a 0,7 MW; no obstante, desde Coparmex señalan que se esperaba un incremento mayor.

«Vemos con buenos ojos el aumento a 0,7 MW, pero nuestra propuesta era llegar al menos a 1 MW», señaló Hernández. Desde su perspectiva, una mayor capacidad sería relevante principalmente para las empresas que buscarían optar por estas alternativas de generación sostenibles que les permitan ser más competitivas en sus actividades productivas.

Privados podrán adicionar entre 6,4 GW a 9,5 GW este sexenio en México

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La Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión Transener SA (Transener) busca llevar adelante el plan de expansión del sistema de transmisión y distribución troncal (publicado el año pasado mediante la Resolución SE 507/23) que permita resolver uno de los principales cuello de botella para el ingreso de más parques renovables en Argentina. 

Dicho plan prevé cerca de USD 9.800.000.000 de inversiones para ampliar la red y sumar más de 7800 de capacidad, de los cuales alrededor de 3500 MW serían para generación eólica y solar a Costo Marginal Operado (CMO) medio y alto; las cuales podrían amortizar el costo de las obras. 

“Llevado adelante el plan y permitiendo que las nuevas líneas de transmisión y distribución troncal vinculen la generación renovable más eficiente con los principales nodos de demanda, producirá ahorro en los costos de despacho”, indicó Carlos Borga, director técnico de Transener, durante un evento organizado por la Universidad Austral. 

“Una vez llevada adelante las primeras obras lanzándose desde la actualidad a tres años, pueden generar beneficios que igualan el costo de esa infraestructura. Es decir que en 10 años se pueden tener un ahorro de despacho de aproximadamente USD 1.000.000.000 por año que repagará los proyectos, por lo que se debe comenzar con ellos para llevar a cabo la eficientización del sistema”, agregó.

Dentro de dicho programa se incluyen líneas de 500 kV, como por ejemplo la LT Vivoratá – Plomer correspondiente al proyecto AMBA I, obra prioritaria de más de 500 kilómetros que iba a ser financiada por China pero que se mantuvo trabada por más de un año y que sumaría más de 2100 MVA de capacidad de transformación; o mismo la interconexión Río Diamante – Charlone – O’Higgins de casi 487 km entre Buenos Aires y Mendoza. 

Mientras que para la expansión del sistema por distribución troncal, se contemplan 4994,95 kilómetros de líneas y 79 nuevas estaciones transformadoras, por un total de inversión cercano a los MMUSD 3630 a lo largo de 17 jurisdicciones del país.

¿Cómo sería el financiamiento? 

Transener le propuso a la Secretaría de Energía de la Nación que se implemente un mecanismo de “estampillado” por el cual se traslade el costo de los primeros proyectos a la demanda, considerando que beneficiaría a todo el sistema. Esto quiere decir que cobraría un “plus” para juntar dinero que termine repagando la infraestructura. 

“Para el caso de AMBA I, en aproximadamente seis meses ya se podría juntar el dinero para las primeras compras de equipamiento del proyecto si se inicia el proceso ya mismo, considerando tres años de obra y empezando a recaudar a través de la tarifa”, aseguró Borga. 

“Y se debería juntar hasta que concluya la obra; por lo que, pensando en un estampillado a tres años, el costo de sistema tendría un incremento promedio de aproximadamente 3,4%, lo que significaría un aumento de 1,4% promedio en la tarifa en tres años y sólo 0,2% en el índice de precios al consumidor (IPC)”, detalló. 

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La Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA) celebrará la 8va edición del evento líder en el segmento de energía solar en la isla, el SESA Summit, los días 18 al 20 de noviembre en el Centro de Convenciones de Puerto Rico.

Dicho evento reunirá a más de 50 expertos locales y nacionales para la discusión y actualización de una amplia variedad de temas relacionados con la industria, así como la importancia de continuar expandiendo los esfuerzos en pro de una mayor penetración de energía solar y almacenamiento en Puerto Rico. Esto, en alineación con las metas de transición a energía renovable según lo establece la política pública energética local.

ASISTIR

Como parte de las conferencias de esta edición del SESA Summit, se discutirán temas tales como proyecciones regulatorias del segmento, oportunidades de otorgación de fondos federales para la expansión de proyectos de energía solar, perspectivas sobre el mercado de energía solar distribuida y de almacenamiento en Puerto Rico; el impacto de la medición neta, y el caso en corte federal para proteger la medición neta.

El evento también presentará temas de innovación como plantas virtuales de energía (“virtual power plants”) y el surgimiento del “Negawatt”, un concepto poco conocido mediante el cual se examinará cómo las medidas de eficiencia energética contribuyen a la reducción de la demanda y los potenciales beneficios para la red en la isla.

El miércoles, 20 de noviembre, en horario de 10:00am a 4:00pm, el público en general tendrá la oportunidad de asistir de forma gratuita al área de exhibidores, donde se llevará a cabo una feria de empleos por empresas del sector energético. Además, podrán conocer las últimas innovaciones en productos solares y baterías.

ASISTIR

Javier Rúa Jovet, director de Política Pública de SESA, expresó que “es importante seguir informando y educando sobre el rol fundamental de la energía solar y almacenamiento. Cada vez son más los puertorriqueños que encuentran en la energía solar una opción asequible para asegurar el suplido de energía en sus hogares. Este evento ofrece una oportunidad para que todos los componentes del segmento energético se mantengan actualizados en un tema que cobra más y más importancia tanto a nivel individual como colectivo. También queremos que la comunidad en general sepa que hay empleos en el sector de energía, y se den cita en la feria de empleos que tendremos”.

Para más información sobre el SESA Summit, agenda y conferenciantes, puedes acceder sesapr.org/summit.

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La Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER) ha propuesto mejoras sustanciales al  borrador de reglamento de generación distribuida propuesto por la Superintendencia de Electricidad (SIE). El mismo, vendría a sustituir a la normativa actual de Medición Neta, propuesta bajo la Ley 57-07 en vigor desde el año 2011.

Tras la consulta pública en el 2022, ASOFER ha estado dando seguimiento a que se genere una actualización normativa y reglamentaria que observe las necesidades del subsector eléctrico en la República Dominicana, y que dicha actualización permita un mayor uso de las energías renovables, en consonancia con las leyes dominicanas y la Estrategia Nacional de Desarrollo (END) 2030, cosa que no persigue la propuesta de Reglamento actual, ya que limita y entorpece aún más el desarrollo efectivo de las energías renovables en hogares y empresas en el país.

Algunas de las preocupaciones de la Asociación radican en que esta propuesta de Reglamento añadiría fuertes limitaciones para la implementación de proyectos que se desarrollan actualmente bajo el Reglamento de Medición Neta. Con la propuesta de la SIE se presentan barreras de inversión, administrativas, técnicas, de verificación, entre otras cosas. La Asociación ve que la propuesta de reglamento aumenta la burocracia, ignorando la ley 167-21 de Mejora Regulatoria y Simplificación de Trámites.

En ASOFER entendemos que esta Superintendencia de Electricidad (SIE) está buscando cómo favorecer la implementación de proyectos de autoconsumo renovables en hogares y empresas. Es por ello que hemos socializado con la SIE y hemos  remitido un documento con todos los puntos que se deben revisar para lograr un Reglamento de Generación Distribuída más inclusivo, bajo un esquema de equidad, visión y justicia, basado en el marco reglamentario, legal y constitucional vigente, que favorezca el cumplimiento de los objetivos nacionales e internacionales de obligado cumplimiento que tiene el país. 

La Asociación cree firmemente que cualquier regulación debe:

1. Fomentar la Participación Ciudadana: Permitir a los ciudadanos participar activamente en la generación de energía desde sus hogares y empresas, promoviendo la autogeneración y la cooperación entre los distintos actores.
2. Incentivar la Inversión y Competitividad: Crear un marco regulatorio que ofrezca garantías a los inversionistas, tanto nacionales como internacionales, para atraer capital que impulse la innovación y el desarrollo tecnológico en el sector.
3. Promover la Sostenibilidad: Alinear la regulación a lo indicado en las políticas públicas,END y los objetivos de desarrollo sostenible (ODS), garantizando que la transición energética beneficie a toda la población y respete el medio ambiente.
4. Priorizar la Equidad: Asegurar que todos los sectores de la población, tengan acceso a las ventajas de la energía renovable y que se evite cualquier forma de discriminación en el acceso a estos recursos.

Para poder alcanzar estos objetivos es imprescindible  que las autoridades puedan reconsiderar la propuesta de Reglamento de Generación Distribuida, y trabajen en conjunto con todos los actores del sector para construir un marco regulatorio que realmente promueva el crecimiento equitativo y justo de las energías renovables distribuidas en nuestro país.

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Las energías renovables continúan dando qué hablar en el mercado panameño. Las noticias son buenas y llegan para destacar la importancia de estas tecnologías en la matriz energética local y regional. 

Este lunes 11 de noviembre, Panamá logró que la generación de energías renovables cubran la totalidad de la demanda requerida a nivel local. Entre 1300 y 1500 MW de potencia real brindó suministro durante las 24 horas del día.  

Aquello no solo permitió abastecer al mercado interno, sino además poder exportar energía proveniente de más de 200 MW de capacidad instalada renovable en territorio panameño a través de interconexiones en las subestaciones Changuinola, Dominical y Progreso.  

De acuerdo con el Sistema de Información en Tiempo Real del Centro Nacional de Despacho (CND) las centrales hidroeléctricas fueron las principales responsables de este hito (+80%), seguidas de las plantas solares fotovoltaicas (+10%) y eólicas en menor proporción (-10%). 

Tal es así que Panamá no requirió producción de centrales térmicas ni para consumo propio ni para entrega de excedentes al mercado eléctrico regional mediante transacciones comerciales adicionales. 

La situación se repite tras lo ocurrido a inicios de este mes. El 2 de noviembre, Panamá había anunciado que un 100% de renovables logró cubrir la demanda interna de 1,437 MW, generando un excedente exportable de 226.47 MW para suplir el déficit de otros países en la región. 

“Desde que inició en noviembre prácticamente hemos estado generando casi el 100% de nuestra generación renovable. Esperemos que esto se mantenga”, ⁠declaró Felix Moulanier, vicepresidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES).

Al respecto, desde la Secretaría Nacional de Energía (SNE) sostuvieron que la combinación basada en los recursos naturales disponibles en el país está permitiendo mantener un sistema eléctrico estable y con capacidad de respuesta ante variaciones en la demanda.

“Panamá está en condiciones de contribuir a la seguridad energética de la región sin comprometer su propio abastecimiento, siendo un ejemplo de eficiencia en el uso de nuestros recursos renovables,” afirmó Juan Manuel Urriola, Secretario de Energía. 

Las empresas detrás de este récord 

Más allá de ser un hito destacable para la Secretaría Nacional de Energía (SNE) y el Centro Nacional de Despacho (CND) parte de la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA), el trabajo de las centrales generadoras operadas por la iniciativa privada es de subrayar. 

“Es una noticia positiva para nosotros los panameños porque sentimos que si las instituciones públicas que rigen en el sector eléctrico siguen trabajando de la mano del sector privado creando políticas públicas que promuevan la inversión privada para seguir generando energía renovable y para participar en distintos procesos de licitación que incentiven la construcción de plantas renovables cada vez más competitivas y eficientes, como país podremos aprovechar aún más el gran potencial que tenemos generando energía por medio del agua, por medio del sol y por medio del viento”, añadió el vicepresidente de CAPES.

Entre las principales hidroeléctricas que estuvieron operativas el día de ayer se encontraron Changuinola, Estí y Fortuna. Por el lado de las solares, Penonomé, Chame Solar y Jagüito Solar. Mientras que en el caso eólico, Toabré, Rosa de los Vientos y Nuevo Chagres. 

¿Cuáles son las empresas detrás de estos proyectos? A continuación, se detalla la empresa responsable de cada central, discriminando su tecnología y su ubicación en el podio de mayor aporte al mercado panameño en el día de ayer. 

TOP3 de Hidroeléctricas que aportaron en el orden de 200 MW a 30 MW: 

• Changuinola: AES Changuinola S.A. (antes HYDRO TERIBE, S.A.) 
• Estí: AES Panamá
• Fortuna: Enel Fortuna  

TOP 3 Solares que aportaron entre 55 MW a 8 MW:  

• Penonomé: Avanzalia 
• Chame Solar: Tinto Solar S.A.
• Jagüito Solar: Enel Green Power Panamá

TOP 3 Eólicas que aportaron entre 20 MW a 5 MW: 

• Toabré:  Avanzalia 
• Rosa de los Vientos: Unión Eólica Panameña SA. cedida a UEP Penonomé II S.A., subsidiaria de InterEnergy Holdings
• Nuevo Chagres: UEP Penonomé II S.A., subsidiaria de InterEnergy Holdings

Ahora bien, otras grandes empresas como Ecoener, Electron Investment SA (EISA) y Panasolar Green Energy Corp que cuentan con proyectos operativos en este tipo de tecnologías han sido parte durante las últimas dos semanas de este gran récord para el mercado panameño.

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Genneia reafirma su compromiso con la sustentabilidad y el medio ambiente con la reciente entrada en operación comercial del Parque Eólico La Elbita, un proyecto que representa un hito significativo en la expansión de la capacidad de generación eólica de la compañía. 

Ubicado a 42 kilómetros de la ciudad de Tandil en una extensión de 1.464 hectáreas, La Elbita se destaca como el primer parque eólico a gran escala de la región y el mayor proyecto de Genneia en la provincia de Buenos Aires. Equipado con 36 aerogeneradores de última generación de 120 metros de altura, el parque tiene una capacidad de producción diseñada para abastecer la demanda de grandes usuarios industriales en el marco del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

Con una inversión superior a los 240 millones de dólares, el desarrollo de La Elbita fue posible gracias a un financiamiento mixto que incluyó tanto fondos internacionales como locales. En el ámbito internacional, Genneia contó con el respaldo de FMO, el banco de desarrollo de los Países Bajos, y FinDev Canadá, el banco de desarrollo canadiense, que otorgaron un préstamo corporativo de 85 millones de dólares a 10 años. A nivel local, los inversores participaron mediante emisiones de bonos verdes.

El proyecto tendrá un impacto directo en la comunidad ya que generará 705.000 MWh de energía renovable al año, equivalente al consumo anual de 175.000 hogares. Además, se estima que evitará la emisión de más de 370.000 toneladas de dióxido de carbono, contribuyendo a nuestro propósito en la lucha contra el cambio climático.

“Nos enorgullece anunciar el inicio de las operaciones en el Parque Eólico La Elbita, un proyecto clave que refuerza nuestro compromiso con la energía renovable y el desarrollo sustentable en Argentina. La puesta en marcha de este parque eólico en la localidad de Tandil, en la provincia de Buenos Aires, representa un nuevo paso en nuestro esfuerzo por reducir las emisiones y fomentar una matriz energética más limpia y sostenible.” expresó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.

A principios de año, la compañía superó los 1.000 MW (1 GW) de capacidad instalada, y actualmente continúa consolidando su liderazgo en el sector de energías renovables con la entrada en operación del nuevo parque eólico en Tandil. A la fecha, Genneia cuenta con una participación de mercado de 20% en términos de potencia instalada solar y eólica.

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Culminó el Primer Simposio Internacional SIBiogás, que se llevó a cabo los días 6 y 7 de noviembre en la localidad de Río Cuarto (Córdoba) y fue organizado por empresas de renombre como Bioeléctrica, BGA, Cleanenergy, DREICON, Eittor, Grupo IFES y Tecnored. 

El evento reunió a más de 700 líderes del sector energético del plano nacional e internacional, bajo un programa dinámico integrado por más de 90 disertantes entre conferencias magistrales, paneles de debate, presentaciones de casos de éxito y análisis de las tendencias para esta industria. 

Más allá de la generación de energía eléctrica, el SIBiogás puso especial énfasis en el potencial del biometano como solución para la descarbonización de la matriz energética. 

Los asistentes coincidieron en que el biometano puede inyectarse en la red de gas natural, utilizarse como combustible vehicular o en la industria,  abriendo un abanico de posibilidades para diversificar su uso y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. De hecho, ya existe una propuesta legislativa para incorporarlo gradualmente en las redes de gas, con la meta de alcanzar un 5% en el corto o mediano plazo.

Además, las personas que asistieron al SIBiogás tuvieron la oportunidad de recorrer proyectos en funcionamiento y explorar, de primera mano, el potencial transformador del biogás y el biometano, tanto en nuestra región como a nivel global; a la par de contar un espacio para el intercambio de experiencias entre empresas, productores, investigadores, estudiantes, autoridades gubernamentales y representantes del ámbito privado a fin de impulsar colaboraciones estratégicas.

“Hubo un gran clima social y de expectativas. Grandes empresas del sector abrieron el Simposio y coincidieron en que el biogás es una tecnología madura que está al servicio de aportar en la sostenibilidad de la matriz energética y ambiental, dando potencia de base y brindando disposición final al resolver la problemática de la fracción orgánica de los residuos sólidos urbanos u orgánicos-industriales”, indicó Javier Schifani, gerente general de Bioeléctrica y uno de los organizadores del simposio. 

Por ejemplo, Naturgy y Ecogas informaron que tienen factibilidades otorgadas para inyectar biometano en la red de gas natural, mientras que YPF anunció que su primer proyecto en la materia estará operativo en 2025”, indicó 

Asimismo, grandes demandantes manifestaron interés por comprar biometano para desfosilizar su matriz, ya sea para uso en el transporte y movilidad, como también para consumir energía eléctrica y térmica con fuentes más limpias y renovables.

“La Liga Bioenergética (conformada por las provincias de Santa Fe, Entre Ríos, Córdoba, Jujuy, Tucumán y Salta) consensuó la oportunidad de aprovechar la red de distribución y transporte de gas natural para ofrecer moléculas sostenibles a las industrias que lo demanden”, complementó Schifani.

“También remarcó la necesidad de trabajar con los gobiernos locales en monetizar las externalidades del biogás, lograr la viabilización de los proyectos a través de la energía eléctrica y de los beneficios ambientales que acarrea, como la reducción de huella de carbono y el reemplazo de generación forzada”, agregó.

Del mismo modo, a lo largo de las dos jornadas se abordaron diversas temáticas vinculadas a la maximización en la producción de biogás, aditivos y tecnologías, bonos de carbono, herramientas de financiamiento, mecanismos de certificación de cara a la transición energética y cumplimiento de los compromisos ambientales de la región.

Incluso, la provincia de Córdoba ya incursionó en una subasta de certificados de carbono desplazado a fin de monetizar la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero en donde generadores renovables y biodigestores (entre otros actores) tomaron parte como oferentes y la demanda llegó por el lado de constructoras y contratistas. 

Por lo que el Primer Simposio Internacional SIBiogás se consolidó como un llamado a empresarios, productores, gobernantes, funcionarios y público en general para multiplicar por diez, en una primer etapa, la cantidad de centrales de biogás en el país, construyendo entre 300 y 350 nuevas instalaciones. Expansión que podría movilizar inversiones del orden de 2000 a 3000 millones de dólares y generar miles de empleos de calidad durante su construcción y operación. 

“Es importante consolidar la industria del biogás y el biometano dentro de un esquema de corte del gas natural, en el marco de la transición energética y, por qué no, dentro de proyectos vinculados a la temática que hoy tienen estado parlamentario”, manifestó Schifani.

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Se llevó a cabo la sesión informativa para Stakeholders del cuarto tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) destinado a la adquisición a largo plazo de recursos energéticos para la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) de Puerto Rico.    

Se trata del RFP Tranche 4 que persigue la contratación de 500 MW de capacidad de generación renovable y 250 MW de capacidad de almacenamiento de energía con una duración efectiva de 4 horas o de 6 horas.

Accion Group, Coordinador Independiente del Tranche 4, estableció que durante esta semana del 11 de noviembre, comenzarán con los estudios técnicos de los proyectos que el pasado jueves y viernes presentaron sus solicitudes de interconexión y pagaron los fees correspondientes. 

La próxima fecha de calendario comprometida es el día lunes 25 de noviembre, la cual se fijó como límite para la presentación de propuestas del Tranche 4. (ver cronograma completo al pie de la nota).

Plazos y precios de la propuesta

Durante la sesión informativa del Tranche 4, Accion Group ratificó a los proponentes y demás partes interesadas que el plazo para contratos PPOA provenientes de centrales de energías renovables se mantendrá por 25 años y el de contratos ESSA para almacenamiento independiente será por 20 años. 

Además, se aclaró que continuarán en carrera aquellos que oferten un precio de recursos renovables como eólica y solar que no supere los USD 125 MWh y que se mantengan fijos durante todo el plazo de contrato, sin contemplar aumento de precios.

En el caso de almacenamiento independiente, se indicó que el precio para sistemas con una duración efectiva de 4 horas no podrá ser mayor a USD 25,000 MW-mo, mientras que para soluciones con 6 horas de almacenamiento sería hasta USD 33,750 MW-mo. 

Respecto al tipo de proyectos que competirán, es preciso indicar que el Tranche 4 se centra en adquirir proyectos «shovel-ready» (listos para iniciar su construcción) que cumplan con los requisitos técnicos mínimos (MTR, por sus siglas en inglés) que LUMA Energy, como operador del sistema, fijó para los proponentes tanto de ofertas de generación a partir de fuentes eólica y solar, como para soluciones de almacenamiento en baterías de ion litio y otras tecnologías.

Cronograma expedito del Tranche 4

Subasta de renovables y BESS en Puerto Rico: nuevo llamado con cambios en las bases y carrera contrarreloj para participar

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En su calidad de presidenta del Consejo de Administración de la Comisión Federal de Electricidad, la titular de la Secretaría de Energía (SENER), Luz Elena González Escobar, dirigió la Sesión Ordinaria número 66.

En su informe, correspondiente al tercer trimestre del 2024, la directora general de la CFE, Emilia Calleja Alor, enlistó 4 elementos destacados de la reforma aprobada el 30 de octubre: la empresa pública tiene como objetivo cumplir con la responsabilidad social y la accesibilidad al servicio público de electricidad; en el artículo 25° se señala que las leyes secundarias definirán la administración, organización, funcionamiento y procedimientos de contratación y otros actos jurídicos. En el segundo, explicó que la Empresa Pública siempre tendrá la prevalencia, por lo cual, en las áreas de generación y comercialización de energía eléctrica, los privados podrán participar siempre con apego a los objetivos para el desarrollo social y nacional.

El tercer punto relevante que destacó la directora general es que el internet que provee el Estado no va a ser considerado monopolio y en lo que se refiere a CFE Telecomunicaciones e Internet para Todos, podrán eliminarse las ataduras que se tenían para incursionar en el ámbito comercial. Por último, en el cuarto punto celebró la exclusividad del Estado para el control y planeación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

También dio a conocer las acciones que emprendió el personal electricista de la CFE para restablecer el suministro afectado por el Huracán John en Guerrero, Oaxaca, Colima, Jalisco y Michoacán, el cual afectó a cerca de 400 mil usuarios. Con el objetivo de revertir los efectos negativos en el menor tiempo posible, y con una atención prioritaria a sistemas de bombeo de agua potable, albergues y unidades médicas, laboraron 2,509 trabajadoras y trabajadores con el apoyo de 378 grúas, 873 vehículos, 110 plantas de emergencia, 3 helicópteros y 54 servicios de comunicación satelital.

Asimismo, la titular de la Empresa Pública detalló el apoyo que realiza la Comisión en los proyectos prioritarios encomendados por la Presidencia de la República, entre los que se encuentran: la recuperación de los mineros atrapados en los desafortunados accidentes en las minas de Pasta de Conchos y El Pinabete, en Coahuila. También se realizaron obras para electrificar el 44% del Tren Maya en un tiempo récord de 12 meses. En el Corredor interoceánico del Istmo de Tehuantepec, destacó los trabajos desarrollados en Veracruz, Oaxaca y Chiapas. Por último, informó sobre trabajos de ingeniería, supervisión, subestación y línea de transmisión con un importe de 71 millones de pesos (MDP) que se realizan en el Aeropuerto Internacional Felipe Ángeles (AIFA).

“Estamos implementando un programa de electrificación como apoyo social, asociado regularmente a las grandes obras de infraestructura u obras de construcción de centrales termoeléctricas o hidroeléctricas. Esto implica 657 obras con una inversión aproximada de 692 MDP”, aseveró la directora general de la CFE.

Hacia el cierre de la Sesión, se tomó conocimiento de la designación de consejeros de Gobierno Federal en subsidiarias y filiales.

En la Sesión participaron Edgar Amador Zamora, consejero suplente de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SCHP); Eugenio Amador Quijano, director corporativo de Finanzas; José David Rangel Zermeño, secretario del Consejo; José Manuel Calva Merino, prosecretario del Consejo; y los consejeros independientes: Rosío Vargas Suárez, Héctor Sánchez López, Tito Rubín Cruz y José Antonio Echavarría García.

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El Gobierno Nacional, a través del Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación y la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), presentó la Convocatoria N° 958. Su objetivo es fortalecer los procesos de planeación minero energética en Colombia desde un enfoque territorial, integrando los ejes de desarrollo económico, social, ambiental y técnico en el marco de la TEJ.

“La decisión del país y del Gobierno del Cambio es avanzar en su proceso de transformación productiva, teniendo como uno de sus propósitos el despliegue de tecnologías limpias y el desarrollo de la industria nacional asociada a energías renovables, con lo cual se daría un importante impulso a la política de reindustrialización del país”, afirmó la ministra de Ciencias, Yesenia Olaya.

Por su parte, Adrián Correa, director general de la UPME, añadió: «Reconocemos que la TEJ se sostiene en la participación activa de la sociedad y la academia, siendo intensiva en el reconocimiento de los saberes. Por ello, en colaboración con MinCiencias, extendemos una invitación a las entidades del Sistema Nacional de Ciencia, Tecnología e Innovación, así como a la sociedad civil organizada, a participar en esta convocatoria con sus proyectos. Juntos podemos avanzar en la democratización y el acceso a la energía para afianzar nuestra soberanía energética”.

Dentro de las líneas programáticas de la convocatoria, los interesados podrán presentar proyectos relacionados con abastecimiento energético confiable y diversificación de la canasta energética; optimización tecnológica y transformación digital para la planeación minera; transformación del modelo minero-energético para el cambio climático; y planeación minero-energética para el desarrollo sostenible.

Las propuestas serán recibidas hasta el próximo 13 diciembre de 2024 y la publicación de resultados está proyectada para marzo de 2025.

Con el fin de reconocer las perspectivas de los diferentes actores involucrados en las temáticas de la convocatoria y resolver dudas que faciliten el proceso de postulaciones, MinCiencias y la UPME liderarán la Ruta MisiónTEJ, la cual recorrerá seis ciudades del país.

A través de este ejercicio, ambas entidades buscan impulsar el avance de la TEJ desde una óptica territorial. Para mayor información, los términos de referencia de la Convocatoria N°958 están disponibles en:

https://minciencias.gov.co/convocatorias/convocatoria-transformacion-la-planeacio n-minero-energetica-para-la-convergencia

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Una vinculación territorial permanente, la debida diligencia en derechos humanos, una comunicación segmentada, con enfoque territorial, de género y etario y amplios canales de comunicación, son los principios que convirtieron al proyecto Kimal-Lo Aguirre en el ganador de los premios de la Organización Latinoamericana de Energía, OLADE, a la Excelencia Energética 2024, en la categoría descarbonización.

El reconocimiento de OLADE tiene como objetivo impulsar y dar visibilidad a las actividades que conllevan a una mejora en el desarrollo sostenible, la eficiencia energética y los procesos de descarbonización, con el fin de promover la replicabilidad de estos tanto a nivel nacional como internacional. 

El evento de premiación se realizó en una ceremonia en vivo en el marco de la IX Semana de la Energía realizada en la ciudad de Asunción, Paraguay, siendo el evento que representa la mayor reunión anual en Latinoamérica y el Caribe de decisores públicos y privados en materia de energía. En esta edición se recibieron 71 postulaciones de 14 países con el objetivo de reconocer y difundir los mejores proyectos energéticos de América Latina y el Caribe en las áreas de eficiencia energética, descarbonización y energías renovables.

“Desde OLADE hemos reconocido a Conexión Kimal Lo Aguirre por el impacto del proyecto en la Descarbonización del país conectándose con la oferta solar del norte del país y por la prioridad que ha puesto en la participación y aceptación social, indispensables para la ejecución de los proyectos de esta envergadura en el sector energético”, señaló Andrés Rebolledo, Secretario Ejecutivo de OLADE.

“La transición energética en Latinoamérica tiene un consenso de la importancia de la infraestructura de transmisión, y han reconocido en nuestro trabajo de vinculación territorial un ejemplo a tener en cuenta”, aseguró la representante de Conexión Kimal-Lo Aguirre

El proyecto expuso la experiencia desarrollada en el proceso comunitario temprano, con enfoque en derechos humanos, respeto a pueblos originarios, y los derechos de acceso a la información ambiental y participación en asuntos ambientales que impulsa el Acuerdo de Escazú.

Escazú es un acuerdo regional sobre el Acceso a la Información, la Participación Pública y el Acceso a la Justicia en Asuntos Ambientales en América Latina y el Caribe, y de reciente promulgación en Chile, por lo que “esperamos que nuestra experiencia pueda ser un aporte en la implementación de nuevos mecanismos de relación con la comunidad. Hemos constatado que cuando se comunica de manera oportuna y adecuada, y se invita a participar de manera significativa en las decisiones que afectan sus vidas y su entorno, las personas se involucran en los procesos de participación”, señaló la Gerente de Sostenibilidad, Carola Venegas.

Previo al ingreso del proyecto al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental, más de siete mil personas fueron parte de nuestro proceso, a través de observaciones en los canales disponibles, o realizado visitas a terreno, revisado información en talleres cartográficos, puerta a puerta, entre otros”, reforzó Venegas.

Sobre Kimal-Lo Aguirre

El proyecto considera una línea de transmisión de 1.342 kilómetros en corriente continua y permitirá reforzar el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), dando resiliencia junto con habilitar importantes flujos de energía renovable al permitir transportar hasta 3.000 MW, equivalentes a un cuarto de la demanda diaria del SEN. 

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Honduras celebró el acto de recepción y apertura de ofertas de su primera licitación pública internacional para un proyecto de almacenamiento de energía en baterías. Se trata de un sistema BESS de 75 MW/300 MWh, a ubicarse en la subestación Amarateca. 

Desde la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) y la Secretaría de Estado en el Despacho de Energía (SEN) valoran como exitosa esta convocatoria tanto por los proponentes que participaron como por los precios presentados.   

“Los rangos de las propuestas oscilan aproximadamente entre 50 millones de dólares y 98 que son buenos rangos, según lo que teníamos planeado”, declaró Erick Tejada Carbajal,  gerente general de la ENEE y secretario de Energía.  

Según pudo saber Energía Estratégica, cinco empresas lograron concretar la entrega de sobres y una sexta llegó tarde al acto por lo que no pudo ser contemplada como proponente pero se mantuvo como parte observadora en el salón de sesiones de la Dirección de Licitaciones de la ENEE. 

“Son consorcios y empresas sólidas con amplia experiencia en el sector energía y en su sector eléctrico; por ende, estamos muy contentos con el proceso de apertura”, añadió Tejada Carbajal en exclusiva para este medio.  

 Según consta en el acta los proponentes que compiten por el suministro, instalación pruebas y puesta en marcha del proyecto mencionado son: Consorcio Windey Equinsa; Empresa Electric Solar S.A. de C.V.; Representaciones Mecánico Eléctricas, S.A. de C.V.; Consorcio Amarateca (Sinohidro Corporation Limited-SEL); y Consorcio AMERGY. 

A continuación, se detallan los montos ofertados por aquellos participantes y los datos de garantía presentados: 

Lo que sigue 

La ENEE llevará a cabo la fase de evaluación, que en primera instancia involucra criterios técnicos y después económicos y legales, para dar a conocer la oferta adjudicada en el marco de esta licitación. 

“Nosotros esperamos que en un mes aproximadamente se culmine el proceso de evaluación tanto técnico económico como legal, y estar firmando contrato en no más de 40 días”, anticipó Tejada Carbajal. 

De cumplirse aquellos plazos, el sistema de almacenamiento de energía con baterías (BESS) se interconectaría a mediados del próximo año 2025.

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Anabática Renovables, empresa de servicios de asesoría técnica para empresas desarrolladoras de proyectos eólicos, solares, hidrógeno verde y almacenamiento presente en el mercado desde el 2013, llevará adelante el primer taller técnico argentino en energías renovables y almacenamiento. 

El evento contará con el apoyo de Energía Estratégica, tendrá lugar el próximo jueves 14 de noviembre a partir de las 15:15 horas en la sala de conferencias de AreaTres (El Salvador 5218, Palermo, CABA), y reunirá a referentes de la industria energético de Argentina a lo largo de una jornada excepcional para profundizar en los temas fundamentales del sector, fortalecer la red de contactos y aprender de prácticas y experiencias internacionales aplicables al mercado local. 

» Desde Anabática esperamos que este sea el primero de un gran número de talleres técnicos, que funcionen como un espacio de intercambio de conocimientos y experiencias entre diversos jugadores del sector, para seguir contribuyendo a la maduración y buenas prácticas del mercado renovable argentino», destacó Rodrigo Novas, sub-gerente técnico de la compañía. 

«Argentina está en una posición clave para aprovechar la experiencia desarrollada en los últimos años en el país y combinarla con las vivencias de otros países de la región, logrando así una curva de aprendizaje más rápida y competitiva frente a los próximos desafíos», complementó Marco Zazzini, gerente técnico de Anabática.

El taller técnico abordará factores claves en la toma de decisiones de inversión en el corto, medio y largo plazo; así como también las particularidades técnicas por contemplar en el nuevo mercado que se avecina a través de expertos de primer nivel.  

Por ende, a lo largo de la jornada que organiza Anabática Renovables se enfocará en los principales desafíos normativos para una mayor participación renovable dentro de la matriz, usos, experiencias y dimensionamiento del almacenamiento BESS (Battery Energy Storage System), y en los modelos y desempeños de proyectos eólicos en la red. 

Además, la sala de conferencias de AreaTres será un espacio de networking junto a todas las partes de la cadena de valor en pos de generar vínculos y negocios que fortalezcan al rubro energético, ya sea durante los coffee break o el cocktail estratégico exclusivo que cerrará el encuentro.  

«Estamos comprometidos con el desarrollo sostenible, modelando el futuro energético. Nos enorgullece tomar la iniciativa de este primer taller, el cual será una plataforma clave para impulsar iniciativas innovadoras y fomentar el crecimiento continuo del sector energético en Argentina», reforzó Ricardo González, gerente general de Anabática, en diálogo con este portal de noticias. 

¿Cómo inscribirse? 

El primer taller técnico argentino en energías renovables y almacenamiento que realizará Anabática el jueves 14 de noviembre en la Ciudad de Buenos Aires aún cuenta con inscripciones abiertas, a través del siguiente formulario se puede enviar la solicitud que será confirmada por el equipo organizador (clic aquí). 

 Agenda del evento 

• 15:15 – Recepción y acreditaciones 

• 15:45 – Palabras de bienvenida Matias Medinilla | Energía Estratégica 

• 16:00 – Principales retos regulatorios para el buen desarrollo de las energías renovables – Juan Cruz Azzarri | MHR Abogados 

• 16:30 – Uso BESS para soporte de redes – Franco Lomello| Huawei Argentina 

• 17:00 – Coffee Break 

• 17:15 – Modelización eléctrica del comportamiento y desempeño de aerogeneradores en la red – Alessio Pedicone | Vestas Argentina 

• 17:45 – Paso horario, dimensionamiento BESS, experiencias y retos – Rodrigo Novas | Anabática Renovables 

• 18:15 – Palabras de cierre – Ricardo González | Anabática Renovables 

• 18:30 – Cocktail estratégico 

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Genera PR, subsidiaria de New Fortress Energy, avanza en un nuevo proceso de Solicitudes de Propuestas (RFP) vinculado a uno de sus proyectos de sistema de almacenamiento de energía de batería (BESS) en Puerto Rico. 

Se trata del evento “GENERA PR RFP- 4736” para contratar Servicios de Obras Generales para Cambalache BESS, que tendrá una capacidad de 52 MW y 208 MWhr de energía.

Rafael Rodríguez-Ema, Corporate Affairs de Genera PR, detalló que con este llamado “se busca contratar servicios para la preparación del área, instalación de las baterías y comisionamiento de las mismas”.

Los proveedores que deseen participar por la adjudicación de ese contrato, podrán encontrar todos los documentos vinculados al proyecto en la plataforma Power Advocate, gestionada por Wood Mackenzie (ver más). Quienes se registren y cumplan los requisitos de esta convocatoria podrán enviar sus propuestas hasta el 21 de noviembre del 2024. 

Al respecto, es preciso indicar que Cambalache BESS forma parte de todo un plan de Genera PR para adicionar unidades BESS con una capacidad total de 430 MW durante 4 horas (1.720 MWh) por un período de 20 años. 

Para la totalidad de unidades, Tesla Puerto Rico fue seleccionada por Genera PR para suministrar equipos, soluciones y servicios de soporte complementarios tales como, inversores, pruebas de rendimiento de arranque y puesta en servicio, Sistemas de Gestión de Energía (EMS), Sistemas de Supervisión, Control y Adquisición de Datos (SCADA), entre otros. 

Con esta convocatoria complementaria, se busca al epecista más idóneo para realizar las obras previas en el terreno, efectuar la instalación y puesta en marcha de estas baterías, que hasta el momento serían Tesla (resta la aprobación de FOMB y P3) en Cambalache. 

“Las BESS en Cambalache serán instaladas a una elevación particular para mitigar cualquier riesgo de inundación”, indicó el Corporate Affairs de Genera PR en relación a particularidades de este proyecto. 

En exclusiva para Energía Estratégica, anticipó que ya están preparando los llamados para cubrir los servicios de las otras unidades que se instalarán en Vega Baja, Costa Sur, Palo Seco, Yabucoa y Aguirre para totalizar los 430 MW de BESS en Puerto Rico.

“Próximamente, se estarán publicando convocatorias adicionales para cada una de las localidades”, aseguró Rafael Rodríguez-Ema, Corporate Affairs de Genera PR.

Genera PR selecciona a Tesla en su licitación de almacenamiento BESS en Puerto Rico 

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Diego Oroño, actual gerente de proyectos de Ingener, fue confirmado como nuevo presidente de la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER) durante las pasadas elecciones de los integrantes, titulares y suplentes de la Comisión Directiva y Comisión Fiscal para el periodo 2024 – 2026. 

La directiva mantiene la titularidad de cuatro de los cinco anteriores directores que trabajaron en los últimos dos mandatos (el restante estará suplente en la CD), se enfocará en que todas las fuerzas políticas del país se involucren en un nuevo compromiso a largo plazo para el sector. 

“Tenemos como objetivo lograr un nuevo acuerdo multipartidario de energía con vistas al 2040 o 2050, considerando que el anterior tuvo un enfoque al año 2030 y fue clave para atraer inversiones, brindar seguridad jurídica y servir como hoja de ruta”, indicó en diálogo con Energía Estratégica. 

“Nos gustaría tenerlo listo antes del 1° de marzo de 2025, fecha en la que asume el nuevo gobierno. Incluso, los dos candidatos a la presidencia (Yamandú Orsi por el Frente Amplio y Álvaro Delgado por el Partido Nacional) se comprometieron a trabajar en ello, por lo que la mesa está servida para que se cumpla”, agregó. 

Es decir que se actualizará el acuerdo dado en 2010 durante la gestión de José Mujica, por la que se adoptó la primera etapa de la transición energética en Uruguay y que significó más de USD 8.000 millones de inversión público-privada, donde el sector público tuvo un rol de coordinador del sistema y administrador del esquema de subastas. 

La meta será ampliar el horizonte a, por lo menos, diez años, donde se vuelque todo lo trabajado por el sector energético, como mayor participación de la generación renovable, la hoja de ruta de hidrógeno verde del país (hecha ley meses atrás) y más objetivos vinculados a la movilidad eléctrica. 

La hoja de ruta de H2V proyecta que, hacia el 2040, la producción de hidrógeno a nivel nacional podría acercarse a un millón de toneladas por año, lo que requerirá la instalación de aproximadamente 18 GW de capacidad renovable (9 GW solares y 9 GW eólicos) y 9 GW en electrolizadores. 

Mientras que el costo nivelado de H2 alcanzaría se ubicaría entre 1,2 y 1,4 USD/kgH2 en la región oeste y de entre 1,3 y 1,5 USD/kgH2 en la región este del país, para una escala superior a 500 MW hacia el año 2030.

“Debemos lograr que esa hoja de ruta posea consenso de todo el espectro político, ya que contiene objetivos fundamentales de renovables; como también generar acuerdos con objetivos concretos sobre paquetes de renovables para la cobertura de la demanda eléctrica que va en crecimiento”, subrayó Oroño.

“Del mismo modo, se debería definir una fecha en la cual no se venderán más vehículos a combustión interna en Uruguay. Me gustaría que sea en 2035 o 2040, objetivos posibles y una gimnasia que el país ya tiene para sentar a técnicos de los distintos partidos políticos en una mesa y ponerse de acuerdo en distintas líneas de interés”, complementó. 

Futuras reuniones con autoridades

El flamante presidente de AUDER vaticinó que, una vez se conozca quien gobernará Uruguay en los siguientes cinco años (Orsi o Delgado), la asociación buscará llevar adelante un desayuno de trabajo con el posible ministro de Industria, Energía y Minería (cargo que hoy ocupa por Elisa Facio). 

¿Por qué? “Antes de fin del 2024, queremos tener una visión de lo que vendrá en los próximos años para el sector energético del país”, aseguró a sabiendas que quien resulte ganador del balotaje de noviembre y posterior nombramiento de la autoridad del MIEM dará su impronta a la política energética nacional, ya sea con más o menos participación del Estado y del sector privado. 

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A medida que aumenta la demanda de energías renovables, la tecnología de energía solar flotante (FPV, por sus siglas en inglés) representa un enfoque innovador para generar energía solar, ganando popularidad a nivel mundial. Situadas en cuerpos de agua como lagos, embalses y zonas costeras, las instalaciones FPV reducen la necesidad de grandes extensiones de tierra.

El efecto de enfriamiento del agua mejora la eficiencia de los sistemas solares flotantes, lo que resulta en una mayor producción de energía que los sistemas tradicionales en tierra.

Además, ofrecen ventajas medioambientales al minimizar la evaporación del agua, reducir el crecimiento de algas y mantener temperaturas más bajas en los paneles, lo que lleva a una mayor eficiencia. A nivel global, se proyecta que la capacidad de FPV alcance los 62 GW para 2030, con Europa a la vanguardia de la adopción de FPV.

DAS Floating Solutions aprovecha las superficies acuáticas para desplegar sistemas solares avanzados que generan energía mientras preservan los valiosos recursos terrestres.

Los sistemas FPV de DAS Solar utilizan módulos bifaciales tipo N avanzados, diseñados para soportar los desafíos de condiciones húmedas y variables en el agua.

Con sistemas de montaje robustos y tecnología resistente a los rayos UV, DAS Solar asegura una durabilidad óptima y una producción de energía confiable en aplicaciones FPV.

Proyectos PV complementarios en acuicultura: una solución integral

A medida que el costo de la tierra para plantas de energía aumenta rápidamente, los recursos limitados de tierra han llevado a un cambio de enfoque hacia cuerpos de agua más grandes, impulsando el rápido crecimiento de las granjas solares flotantes.

En este contexto, DAS Solar ha innovado con el modelo de PV complementario en acuicultura, un enfoque energético innovador que combina la generación de energía solar con la acuicultura.

La instalación de módulos solares reduce eficazmente la evaporación de la superficie del agua, suprime el crecimiento excesivo de algas y proporciona un entorno acuático más claro y estable para los peces.

Además, las áreas sombreadas debajo de los paneles crean un hábitat ideal para especies de peces que prefieren sombra, mejorando la biodiversidad y la calidad y eficiencia de la producción pesquera.

Este modelo no solo aborda las escaseces energéticas y reduce las emisiones de gases de efecto invernadero, sino que también beneficia directamente a las comunidades locales al aumentar el valor de la pesca y generar empleo, actuando como un nuevo motor para el crecimiento económico local.

Otra ventaja clave del modelo PV complementario en acuicultura es que los paneles solares pueden aprovechar completamente la luz solar reflejada en la superficie del agua, mejorando la eficiencia de la generación de energía.

Mientras tanto, el agua relativamente más fría proporciona un efecto de enfriamiento natural para los módulos, evitando el sobrecalentamiento, extendiendo la vida útil del sistema, mejorando la eficiencia de la utilización de la energía y reduciendo los costos de generación.

Un excelente ejemplo de este modelo es el proyecto base de 650 MW de energía eólica-solar-almacenamiento en Fuyang, Anhui. Como el primer proyecto integrado de energía renovable en el Delta del río Yangtsé, esta instalación combina la generación de energía solar, la acuicultura y la gestión del agua para fomentar un ecosistema autosostenible.

Este enfoque optimiza el uso de grandes superficies de agua, instalando paneles solares sobre estanques de peces para generar energía mientras se proporciona sombra que estabiliza las temperaturas del agua, reduce la evaporación y mejora las condiciones del hábitat de los peces.

Otro proyecto destacado es el Proyecto de PV Complementario en Acuicultura Longhu de DAS Solar en Hainan, que ha demostrado una notable resistencia a través de su innovador sistema de montaje flexible. Después de resistir múltiples eventos climáticos extremos, incluidos los tifones Talim y Koinu con vientos que superaron el nivel 12, el sistema sigue funcionando de manera estable.

En esta área propensa a tifones, el proyecto establece un modelo de generación de energía verde con paneles solares generando electricidad en la parte superior mientras los peces se crían en la parte inferior, permitiendo un uso más eficiente de los recursos de los estanques de peces y apoyando aún más el desarrollo sostenible de la industria local.

Las instalaciones de PV complementario en acuicultura de DAS Solar subrayan los beneficios medioambientales y económicos de combinar la producción de energía con la acuicultura sostenible, ofreciendo valiosos conocimientos para las regiones que buscan maximizar el uso de los recursos naturales mientras apoyan la revitalización rural.

Proyectos FPV en alta mar: un nuevo horizonte para la energía basada en el océano

Siguiendo la trayectoria de desarrollo de la energía eólica, se espera que la industria PV también progrese desde la tierra hacia el mar, y desde aplicaciones en aguas poco profundas hacia las de alta mar.

El sector de la energía solar marina está ganando rápidamente impulso, respaldado por políticas gubernamentales favorables y avances tecnológicos. Los sistemas marinos se benefician de la mínima sombra, amplias superficies marinas y una reducción en la cobertura de nubes, lo que contribuye a una generación de energía constante y una mayor producción.

La Agencia Internacional de Energía (AIE) predice que la capacidad de FPV marina podría superar los 100 GW a nivel mundial para 2050, representando casi el 20% de las instalaciones solares en el mundo.

China, con su extensa costa y alta demanda energética en las provincias costeras, tiene un notable potencial para la expansión de la energía solar marina. DAS Solar ha aprovechado esta oportunidad, comenzando su exploración en FPV marina desde 2019, liderando en el desarrollo de productos, innovación tecnológica y pruebas de validación de aplicaciones.

La compañía establece una cadena integral de I+D que abarca estructuras flotantes, sistemas de anclaje y mantenimiento. Al integrar materiales poliméricos de vanguardia que imitan el aluminio pero a un costo menor, ha logrado una reducción significativa en el LCOE de los proyectos marinos, haciendo que estos sean competitivos en costo con las fuentes de energía tradicionales.

Para la estructura flotante, DAS Solar combina las fortalezas de los sistemas multi-flotantes de aguas interiores y los grandes sistemas flotantes de alta mar utilizando flotadores tipo caja, soportes rígidos y conexiones flexibles, formando una disposición rectangular para una cobertura completa de la superficie acuática mientras promueve la restauración ecológica marina.

Mientras tanto, el «Proyecto Inteligente de Acuicultura Cercana a la Costa» de DAS Solar se encuentra en proceso de aplicación, representando el compromiso de la empresa con los entornos marinos de uso múltiple. A través del diseño de sistemas de montaje flexibles de gran altura y gran alcance, se puede crear un rancho marino automatizado e intensivo.

Esta solución no solo reduce la contaminación marina causada por el modelo tradicional de cría, sino que también logra la doble función de cría + generación de energía al erigir el equipo de generación a más de 2 metros de altura. Además, para las islas y arrecifes en el mar abierto, DAS Solar está solicitando una solución de «Sistema de Soporte Vital para Islas en Alta Mar», que lleva a cabo la cría bajo la superficie marina a través de un sistema flotante distribuido en matriz, integrando generación de energía, producción de hidrógeno, producción de agua dulce y cultivo sin suelo.

Una perspectiva promisoria para las soluciones flotantes de DAS

Actualmente, el FPV está entrando en una fase de crecimiento rápido, trabajando junto con la energía solar en tierra, la energía solar C&I, la BIPV y la energía solar en techos para impulsar aún más la aplicación y adopción de la energía solar. En entornos acuáticos desafiantes, los módulos fotovoltaicos enfrentan una considerable tensión mecánica, fluctuaciones de temperatura, alta salinidad, humedad y fouling biológico.

DAS Solar asegura la fiabilidad de sus módulos mediante rigurosas pruebas, que incluyen inspección visual, pruebas EL, STC, aislamiento y pruebas de fuga de humedad, así como el uso de materiales altamente resistentes a las inclemencias del tiempo. La empresa realiza análisis de amarre, pruebas especializadas en piscinas simuladas y ensayos de campo para garantizar un rendimiento robusto.

Con sus innovadoras soluciones DAS Floating, DAS Solar está abriendo el camino para aplicaciones renovables innovadoras en diversos entornos acuáticos.

Desde instalaciones integradas en acuicultura hasta avances en FPV en alta mar, DAS Solar muestra el potencial de la energía renovable para operar de manera sostenible en diversos paisajes acuáticos y demuestra cómo la tecnología FPV puede desempeñar un papel fundamental en la transición energética limpia y la neutralidad de carbono.

A medida que la energía solar flotante se expande para satisfacer las crecientes necesidades energéticas, el compromiso de DAS Solar con la sostenibilidad lo posiciona como líder en la transformación del panorama energético global.

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La Red de Operadores de América Latina y el Caribe (ROPEAL) se creó para afrontar los desafíos de la transición energética, mejorar la eficiencia y la resiliencia de los sistemas eléctricos, y fomentar un desarrollo sostenible en la región.

Esta iniciativa fue presentada durante la IX Semana de la Energía de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y contó con la presencia de operadores de siete países de la región: Chile, Uruguay, Colombia, Brasil, República Dominicana, El Salvador y Guatemala. 

En el marco de dicho evento, representantes de estos operadores firmaron una “Declaración de Compromiso” para la colaboración e intercambio de experiencias, fijando en ella también los principios y lineamientos de la Red (ver).  

También fue constituido el Consejo Directivo de la Red al designarse a sus principales autoridades. Juan Carlos Olmedo, presidente del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile y Silvia Alvarado de Cordova, presidente del Administrador del Mercado Mayorista (AMM) de Guatemala, fueron nombrados como presidente y vicepresidenta, respectivamente. 

“Agradecemos mucho el apoyo del secretario ejecutivo de OLADE, Andrés Rebolledo, ya que la entidad se ha comprometido con la red en fungir como Secretaría Técnica de esta nueva iniciativa”, declaró la vicepresidenta de ROPEAL. 

De esta manera, el Consejo asumirá la coordinación de la red y liderará las iniciativas estratégicas, contando con la colaboración de la Secretaría Técnica que proveerá apoyo operativo y administrativo para garantizar el buen funcionamiento de la red.

A partir de allí, OLADE junto al Consejo y colaboradores rotativos, se encargará de realizar viabilizar el desarrollo de estudios que contribuyan a los objetivos de la red; facilitar la comunicación; elaborar y distribuir actas, informes y documentos de trabajo; apoyar en la preparación de eventos; y, coordinar las reuniones remotas y presenciales. 

En diálogo con Energía Estratégica, Alvarado de Cordova comentó que el propósito es empezar este mismo año con las reuniones que permitan integrar a los colegas que no pudieron asistir al lanzamiento.  

Está previsto que la última semana de noviembre sea la primera convocatoria a la Red para constituir formalmente el Consejo con todos sus miembros y priorizar los temas de agenda que se van a abordar.

La entrada Nace ROPEAL, la Red de Operadores de América Latina y el Caribe se publicó primero en Energía Estratégica.

La agenda académica del segundo día del 29° Congreso MEM abordó múltiples temas de relevancia global y nacional.

La ponencia inicial, «Transición energética, una carrera contra el clima», estuvo a cargo de Bárbara Tapia, coordinadora técnica en servicios de la Organización Meteorológica Mundial, quien planteó que 2023 fue un año crucial debido al impacto del cambio climático, marcando récords de temperatura y eventos extremos como el Fenómeno de la Niña y el inicio de El Niño.

Tapia resaltó la importancia de los servicios climáticos en sectores clave como la agricultura, la gestión del riesgo de desastres, la energía, la salud y los recursos hídricos, para tomar decisiones informadas y adaptarse a los cambios. De la misma manera, enfatizó la necesidad de adaptación en el sector energético para aumentar la resiliencia frente a fenómenos climáticos, mencionando proyectos como Enandes, que apoyan la adaptación al cambio climático en Chile, Colombia y Perú, promoviendo la colaboración entre el servicio climático y el sector energético.

En la intervención titulada «Centro de control del futuro, impulsando la transición energética», a cargo de María Nohemí Arboleda, Gerente General de XM, se detallaron las prioridades clave para la operación del Sistema Interconectado Nacional y la administración del Mercado de Energía Mayorista.

Entre las prioridades se destacan la creación de un mapa del futuro energético en Colombia y la necesidad de integrar nuevas tecnologías para administrar la incertidumbre, evolucionando hacia la integración de nuevas formas de trabajo, desarrollo de nuevos modelos de negocio, ciberseguridad, y sistemas avanzados de supervisión, control y protección sistémicos.

También se mencionaron temas como una mayor competencia, desintermediación, demanda activa, la implementación de herramientas para la planeación, pronóstico, operación y análisis, y la descentralización, la simulación y el entrenamiento.

Además, se presentaron cifras que demuestran que la transición energética es una realidad: hoy en Colombia cerca del 9% de la capacidad efectiva neta es solar y eólica, el 32% está en pruebas y 1471 MW ha sido el máximo real horario de producción solar y eólica. En síntesis, en 2024 la integración de generación solar comienza a reflejarse en la curva de demanda neta y los requerimientos de balance, y, de la misma manera, se empieza a evidenciar la variabilidad de estas fuentes en la operación en tiempo real.

Para finalizar, se explicó que, para responder a los retos de la transición energética, desde XM se definió un mapa de ruta fundamentado en el aprendizaje automático para optimizar la operación y mantenimiento, la gestión de datos avanzados para análisis predictivo y toma de decisiones en tiempo real, la implementación de soluciones de ciberseguridad robustas, la adopción de estándares abiertos e interoperabilidad entre sistemas, la gestión de altos volúmenes de información, la veracidad y priorización de la información, y la aplicación de tecnologías de realidad virtual y aumentada, todo con el objetivo de potenciar la capacidad humana en la toma de decisiones y en la administración de riesgos.

Panel: «La energía nuclear en Colombia: situación actual y desafíos»

En este panel participaron Javier Campillo, Viceministro de Energía; Luis Fernando Guarín, asesor técnico de la Autoridad Reguladora Nacional en Radioprotección en Uruguay; María del Mar Pizarro, Representante a la Cámara de Representantes; Camilo Prieto, Embajador para Colombia del Instituto Mundial para la Seguridad Nuclear; y fue moderado por José Lenin Morillo, Subdirector de Energía Eléctrica de la UPME. Se destacó la importancia de la energía nuclear como una fuente eficiente y sostenible para satisfacer la creciente demanda de energía.

Durante el panel se subrayó que, en comparación con otras fuentes como la hidráulica y la solar, la energía nuclear puede producir grandes cantidades de energía con el uso mínimo de suelo.

A pesar de los desafíos técnicos y regulatorios, se considera una opción viable para alcanzar la soberanía energética y reducir las emisiones de CO2, contribuyendo de manera significativa a los objetivos climáticos del país.

El panel también abordó la necesidad de una legislación clara y recursos adecuados para el desarrollo seguro y sostenible de la energía nuclear en Colombia. Se enfatizó la necesidad de colaboración entre el sector público y privado para impulsar proyectos innovadores y la importancia de una regulación que garantice seguridad jurídica a largo plazo.

Además, se discutió el papel esencial de la energía nuclear en el soporte a otros sectores, como el de los vehículos eléctricos, y la urgencia de modernizar las infraestructuras nucleares existentes para cumplir con las metas energéticas nacionales para 2030 y 2050.

Javier Campillo, viceministro de Energía en Colombia, afirmó: “Sabemos que si no incluimos energía nuclear a 2050 no llegamos a la meta de descarbonización. Aunque la tecnología nuclear presenta altos costos iniciales, su capacidad para generar grandes cantidades de energía con una mínima huella de suelo la convierte en una pieza clave en el panorama energético futuro.”

Ponencia: «Confiabilidad como reto del sector eléctrico»

A cargo de la consultora Carmenza Chahín, esta ponencia abordó la importancia de la coordinación entre la generación y la transmisión en el sector eléctrico, destacando la necesidad de señales regulatorias adecuadas y la adaptación a nuevas condiciones climáticas.

• Coordinación entre generación y transmisión: La separación entre generación y transmisión no debe implicar una falta de coordinación en la planificación, ya que es esencial para la expansión eficiente del sistema eléctrico y la gestión de costos conjuntos.
• Desafíos regulatorios y tecnológicos: La falta de señales regulatorias claras está causando un exceso de solicitudes de conexión, y el desarrollo de proyectos de generación avanza más rápido que la capacidad de transmisión y almacenamiento disponible.
• Adaptación a nuevas condiciones climáticas: Las proyecciones actuales no consideran adecuadamente las restricciones en la oferta de combustibles fósiles y los nuevos fenómenos climáticos, lo que requiere trabajar en un entorno de cambio climático y adaptar las infraestructuras.

Chahín también hizo referencia a que los precios negativos no son teóricos y que, aunque coyunturales, reflejan un desequilibrio entre oferta y demanda, impulsado por la alta producción de energía renovable y la baja demanda en ciertos momentos. Se prevé que esta situación no sea solo coyuntural, sino estructural en países con transiciones energéticas aceleradas.

Panel: «Retos en la contratación de energía»

En este panel participaron Wilman Garzón, Vicepresidente de Mercados Energéticos de la Bolsa Mercantil de Colombia; Juan Carlos Téllez, Gerente General de Derivex; Ángela Sarmiento, Secretaria Técnica del Centro de Estudios de la Energía Renovable y el Agua; Martha Aguilar, Directora Ejecutiva de la Asociación Colombiana de Comercializadores de Energía; Sandra Stella, Directora Ejecutiva de Asoenergía; y fue moderado por Andrés Pesca, Director de PSK Energy. En este espacio se abordaron diversos desafíos y oportunidades en la evolución regulatoria del mercado energético.

Los expertos destacaron la importancia de mejorar los tiempos de adjudicación y fomentar la participación de la oferta en el SICEP, así como la necesidad de ajustar los contratos estandarizados.

Se discutió también la entrada de mercados anónimos y estandarizados, que promueven el acceso, reducen el riesgo y aportan estabilidad. Las conclusiones incluyeron la urgencia de realizar ajustes regulatorios, implementar mecanismos que revelen precios para guiar el mercado y fomentar una mayor diversificación en la contratación energética.

Panel sobre «Remuneración de la actividad de comercialización»

Este panel contó con la participación de Claudia Ángela Navarro, socia en Brigard Urrutia Abogados; José Camilo Manzur, Director Ejecutivo de Asocodis; Omar Serrano, Gerente de la Compañía Energética de Occidente; Alessandra Amaral, Executive Director de la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas; y fue moderado por Jorge Valencia, socio en Asesorías en proyectos y energías. Se planteó que la comercialización de energía en Colombia atraviesa un momento complejo, enfrentando una encrucijada de flujo de caja y un creciente descontento de los clientes debido a los elevados costos. Esta situación plantea importantes retos sociales, ya que es crucial comunicar de manera efectiva a la población la necesidad de mantener una cadena de suministro energético sostenible en el corto y mediano plazo.

Se mencionó la necesidad de mantener la confianza, la estabilidad jurídica y la oportunidad en las decisiones alrededor de la actividad de comercialización. También se subrayó la importancia de aplicar flexibilidad tarifaria, integrar la medición inteligente, avanzar en digitalización, centralizar procesos y realizar un análisis técnico-económico riguroso del impacto de las normas emitidas por el regulador.

Próximos temas del 29° Congreso MEM

Para finalizar el 29° Congreso MEM, hoy se tendrá la intervención del Ministro de Minas y Energía, Omar Andrés Camacho, junto a los paneles de Lecciones de El Niño 2023-2024 y Reflexiones para el desarrollo de ciudades inteligentes, DER, comunidades energéticas y movilidad eléctrica. Además, se presentarán las ponencias: Misión transmisión, el punto de inflexión del sistema eléctrico colombiano a cargo de Carlos Adrián Correa, Director de la UPME; Futuro del gas, a cargo de Luz Stella Murgas, Presidente de Naturgas.

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