Future Energy Summit (FES), la plataforma líder de eventos creada de la unión entre Energía Estratégica e Invest in Latam, volverá a reunir a cientos de referentes del sector renovable de la región en Chile por tercer año consecutivo. 

Más de 400 profesionales se congregarán en el mega evento Future Energy Summit Southern Cone, el cual se celebrará los días 27 y 28 de noviembre de este año en el Hotel Intercontinental Santiago (Av. Vitacura 2885, Las Condes, Región Metropolitana). 

Entre ellos participarán empresas de renombre y líderes del sector que estuvieron presentes en la reciente cumbre FES Iberia, donde se dieron a conocer las principales novedades y perspectivas para las energías renovables tanto en España como en Latinoamérica. 

Por ejemplo, durante el séptimo panel de FES Iberia, Sphera Energy analizó los retos y oportunidades para la implementación de más sistemas de almacenamiento en Chile, en tanto que la entidad Red Eléctrica Internacional identificó los desafíos en la transmisión que se deben superar para avanzar en la transición energética en Iberoamérica.

Además, FES Iberia tuvo grandes anuncios en la materia, tal como lo dicho por Enrique de Ramón, vicepresidente de Desarrollo de Negocios de AES Andes, que ratificó que la compañía tendrá en operación 600 MW de almacenamiento a finales de 2024 en Chile, que se sumarán al amplio abanico de casi 3,8 GW de la compañía en dicho país. 

Por lo que, en línea con esta convocatoria de lujo, se espera que diversos disertantes de envergadura se suban al escenario en FES Southern Cone, en lo que será el último mega evento de la gira 2024 de Future Energy Summit, en pos de conocer las innovaciones para el sector, el estado de los proyectos en carpeta y de explorar más oportunidades para el Cono Sur.

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Y cabe recordar que este evento llegará al cierre de un año que ya tiene varios hitos para el sector renovable de Chile, tales como la adjudicación de 3600 GWh en la Licitación de Suministro, los resultados resultados de estudios para modernizar el mercado eléctrico, la entrada en vigencia del nuevo reglamento de transferencias de potencia y asignación de más de 11 GWh de capacidad de almacenamiento en terrenos fiscales

La tercera edición de un evento de FES en Chile ya cuenta con entradas Early Bird a la venta (hasta el 2 de septiembre) y dos jornadas llenas networking, entrevistas exclusivas, encuentros cara a cara y debates cruciales, junto a diversos partners; entre los que se destacan Sungrow, Huawei, Seraphim, JA Solar, Nextracker, Trina Solar, Solis, LONGi Latam, Risen, Chemik, Black and Veatch, DIPREM, Goodwe, Jinko, AE Solar, ZNShine y Canadian Solar. 

Asimismo,  ACEN, ACENOR, ACESOL, ACSP, Generadoras de Chile, ADELAT, ACERA, MERL, AUDER, GPM AG, AICE, OLADE, Raveza y AtZ acompañarán la cumbre del 27 y 28 de noviembre como strategic partners. 

Además, dirán presente líderes del sector como 

Daniel Camac, presidente de H2 Perú
Fernanda Varela, directora ejecutiva de la Agencia Polux Comunicaciones
Susana Morales, project acquisition & new business manager de Atlas Renewable Energy
Héctor Erdociain, CSO de Chemik
Aura Rearte, business development manager de Enlight
Angela Castillo, business  development manager de Black and Veatch
Rosa Riquelme, directora ejecutiva de la Agencia de Sostenibilidad

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Con la participación de estos destacados oradores y muchos más, Future Energy Summit ofrece paneles exclusivos de debate y espacios claves para el más sofisticado networking en el que las principales empresas y personas protagonistas del sector renovable de la región puedan intercambiar posiciones y explorar sinergias. 

¡No deje pasar la oportunidad de asistir al mega evento FES Southern Cone!

Adquiera su entrada para acceder a la cumbre en Chile, los días 27 y 28 de noviembre en el Hotel Intercontinental de Santiago a través de este link.

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La Empresa Eléctrica de Guatemala S.A. (EEGSA), distribuidora parte del Grupo EPM Guatemala, anunció que en octubre recibirán ofertas para suscribir contratos por diferencias con curva de carga y contratos de opción de compra de energía de corto plazo.

Este proceso se enmarca en la Licitación Abierta 1-24 EEGSA que ya adjudicó en el primer semestre del año un primer bloque enfocado a cubrir 36 MW de potencia y energía, pero que tras cuatro rondas de ofertas sucesivas sólo resultaron 15 MW adjudicados. En esa ocasión, el gran ganador fue la central térmica San José a partir de carbón, dejando 21 MW del requerimiento desierto.

Tras una segunda adenda a las bases de Licitación, se determinó que los próximos bloques deberían ser llevados a cabo durante este semestre y de una manera que se busque la mayor participación en el proceso.

Es así que llegamos a una nueva etapa de la licitación que incluye un Bloque de 107 MW para cubrir los requerimientos del año estacional 2025-2026 y un Bloque 155 MW para el periodo de cinco años comprendido desde 2025 al 2030.

Los interesados en participar podrán competir en rondas sucesivas para lograr que las ofertas más competitivas obtengan contratos por diferencias con curva de carga y contrato de opción de compra de energía.

¿Podrán participar las centrales renovables? Sí, solo las existentes. Y según pudo saber Energía Estratégica los ingenios con centrales de biomasa ya han asistido a reuniones informativas y se encuentran evaluando si participarán o no.

«Las centrales existentes con biomasa están en proceso de análisis para participar en licitaciones de corto plazo. La decisión de participar se sujeta principalmente, a los criterios para definir las ofertas virtuales, ya que estas podrían ser atractivas, pero al utilizar como único criterio la determinación del precio mas bajo por medio de ofertas virtuales, dejando de lado las características específicas tanto de las plantas, como de requerimiento del sistema, se genera un desincentivo para estas tecnologías renovables y podría ser más atractivo en el corto plazo buscar contratos con demanda no regulada», explicó Edson Raymundo, gerente de inteligencia de mercado en la Asociación de Cogeneradores Independientes de Guatemala (ACI).

Aquello explica el resultado del primer bloque cuya mayoría del requerimiento quedó desierto y otra parte fue adjudicada a un solo a un oferente.

No obstante, tras la adenda publicada el pasado mes de junio, se está a la expectativa de que puedan generarse las condiciones para que más centrales de generación participen; entre las renovables, los ingenios antes mencionados e hidroeléctricas que ya han recuperado sus aportes históricos tras la crisis, podrían analizar hasta octubre de este año si es que competirán.

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La Secretaría de Energía de la Nación derogó la Resolución N° 2022/2005, que permitía que Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) realice diferentes operaciones a la planteadas originalmente, entre las que se destacaba la suscripción de contratos por instrucciones regulatorias y la importación de combustibles líquidos. 

Es decir que, a través de la nueva Res. SE 150/2024, el gobierno le quitó facultades a CAMMESA, que ya no podrá suscribir contratos de abastecimiento de energía eléctrica (como por ejemplo el Programa RenovAr o RenMDI) y por tanto no será un organismo comprador de combustibles y vendedor de electricidad. 

“Es necesario encauzar gradualmente al sector eléctrico nacional hacia mecanismos de eficiencia en el costo de generación y su remuneración asociada, promoviendo un régimen de mayor libertad y competencia en el MEM, en consonancia con la actual política energética a los fines de reducir la intervención del Estado Nacional, propiciando un mercado en el que la oferta y la demanda realicen transacciones libremente, regulado por normativas que promuevan su funcionamiento autónomo y competitivo, contribuyendo a una mayor eficiencia y sostenibilidad económica”, menciona la Res. SE 150/24.

“Que, así las cosas, el ordenamiento del sector eléctrico importa dejar sin efecto esquemas normativos que no se condicen con los principios antes señalados, y que implican un involucramiento excesivo del Estado Nacional y/o CAMMESA en la operatividad y en el funcionamiento del MEM”, agrega entre los considerandos.

El gobierno de Javier Milei – con Eduardo Rodríguez Chirillo a la cabeza de la Sec. de Energía – cumple una de sus premisas de campaña en materia energética: devolver a CAMMESA a su rol original de operador del sistema y que no compre más el combustible requerido para todos los generadores, sino que éstos lo adquieran por motus propia. 

Gobierno de Argentina abre las puertas a nueva propuesta para proyectos renovables truncados

Incluso, esta medida va en línea con la recientemente aprobada Ley de Bases y Puntos de Partida para La Libertad de los Argentinos, por la que el Poder Ejecutivo prevé liberar la comercialización, competencia y ampliación del mercado eléctrico, especialmente la libre elección de proveedor de energía eléctrica a los usuarios finales.

“Es un hito más en una política ya comunicada por el gobierno, que no habrá más contractualización, se respetarán todos los contratos y se darán de baja aquellos no firmados, tal como pasó con anulación de la adjudicación de la licitación TerCONF (3340 MW de potencia térmica)”, señaló una fuente cercana a Energía Estratégica. 

“Aunque no perjudicaría al Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), ya que no lo articula y no lo hace usando esta facultad; sino más bien que afecta a licitaciones públicas”, añadió en diálogo con este portal de noticias. 

La cuestión a resolver es que todavía no queda claro cuál será la alternativa que tomará la Secretaría de Energía de la Nación para sustituir el esquema y las labores que tenía CAMMESA desde hace casi dos décadas, que ahora se dieron de baja tras la derogación de la Res. 2022/05. 

“No es que la Secretaría de Energía ya tomó la posta o se esté ocupando de estos temas. Naturalmente lo hará la Subsecretaría de Energía Eléctrica, a cargo de Damian Sanfilippo, pero será de un modo reactivo”, advirtieron desde el sector renovable de Argentina.  

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, Perú es uno de los países latinoamericanos pioneros en contemplar a la generación distribuida con energías renovables en su marco legal. La Ley 28832 impulsada en 2006 para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica ya incluía su definición para la posterior promoción.

Sin embargo, a 18 años de aquello, aún no se reglamenta la posibilidad de inyectar a la red eléctrica junto a una eventual venta de excedentes a las distribuidoras.

En este contexto, expertos del sector eléctrico ven a la normativa como una herramienta fundamental para contribuir al crecimiento de las energías renovables en Perú.

Uno de ellos es Eduar Salinas, quien en conversaciones con este medio, destaca: “El ministro de Energía y Minas, Rómulo Mucho, dijo que el reglamento de generación distribuida va a salir en el segundo semestre de este año y esperamos que así sea”. 

Este tipo de generación permite que usuarios finales y libres, como hogares y pequeñas empresas, puedan inyectar su propia energía a la red eléctrica, obteniendo beneficios económicos por ello. Para el experto, un reglamento claro y transparente fomentaría esta tendencia, especialmente ahora que el costo de la tecnología ha disminuido notablemente.

“Si bien en los últimos años se ha avanzado mucho en este segmento a nivel industrial, muchos clientes quieren instalar sistemas más grandes pero la limitación que tienen es que no pueden inyectar energía a la red”, explica. 

Y agrega: “Se puede instalar un sistema fotovoltaico behind the meter pero limitado a su consumo máximo a las horas del día. Esa es una tarea para este reglamento que esperamos salga en la fecha prometida”.

De esta forma, el experto sugiere que este nuevo marco regulatorio brinde incentivos para que más usuarios adopten esta modalidad y la complementen con sistemas de almacenamiento para impulsar el crecimiento de las energías renovables a nivel local.

“Hay muchos proyectos nuevos off grid con sistemas fotovoltaicos híbridos de almacenamiento en diferentes industrias como la alimenticia, agraria y minera. La industria está creciendo sin una regulación específica que la incentive. Por eso es fundamental no perder más tiempo y reglamentar la actividad y sacarle el mayor provecho a la energía solar”, concluye.

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La Secretaría Nacional de Energía ha suspendido el Acto de Licitación para la compra de Energía y Potencia, puesto en marcha durante la Administración anterior, al concluir que no cumplía con los requisitos mínimos para garantizar transparencia a los inversionistas ni mejoras en los precios para los panameños.

Esta acción busca promover procesos equitativos y favorables a la inclusión de fuentes renovables, en aras de beneficiar a los ciudadanos con tarifas más competitivas y avanzar hacia un desarrollo sostenible en el sector energético del país.

El Secretario de Energía, Juan M. Urriola, destacó la importancia de esta revisión, señalando que es vital para asegurar un suministro eléctrico eficiente. “Esta decisión responde a la necesidad de disponer de Pliegos de Licitación que sean lo suficientemente claros para asegurar una competencia justa y efectiva”, agregó.

La Secretaría Nacional de Energía emitió las Resoluciones N.° 01 y N.° 02 (ver al pie), dejando sin efecto todas las Resoluciones previas relacionadas con la Contratación de Potencia y Energía a corto y largo plazo.

Tras una exhaustiva revisión del Esquema de Contratación, se determinó que los parámetros presentados por la pasada Administración no garantizaban la claridad y transparencia necesarias para una competencia efectiva. Sumado, al numeroso volumen de comentarios y aclaraciones recibidos durante el período de consultas, recalcaron la necesidad de realizar sustanciales ajustes en los requerimientos de la Licitación.

La Resolución N.° MIPRE-2024-0001384, emitida el 15 de enero de 2024, había recomendado a la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) presentar los pliegos necesarios para llevar a cabo una licitación pública que asegurase el suministro eléctrico para los clientes finales de las empresas distribuidoras de electricidad. Esta directriz fue posteriormente modificada por la Resolución N.° MIPRE-2024-0013955 el 23 de abril de 2024, la cual incluía nuevas disposiciones dirigidas a la contratación de energía renovable.

Por las contradicciones expuestas, la Secretaría Nacional de Energía recomienda la cancelación del Acto, e inicia una revisión del esquema de Contratación de Energía, “sobre la base de la normativa vigente”, recalcando “que si posterior a esta revisión se requieren ajustes a la legislación vigente, se realizarán luego de una amplia consulta con el sector eléctrico”.

Se prevén modificaciones que garanticen la transparencia y competitividad de los contratos, protegiendo así a los usuarios de posibles incrementos en sus facturas mensuales y promoviendo la incorporación de nuevas capacidades de generación renovable.

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, en febrero del presente año, se publicaron los resultados de la Subasta de Cargo por Confiabilidad para el 2027/2028.

En total, se asignaron 33 plantas de generación, lo que representa una inclusión al sistema de 4.489 MW nuevos, de los cuales 4.441 MW son solares y 48 MW térmicos con tecnología de biomasa, biogás y repotenciación de una central existente.

Si bien la participación de energías renovables en la subasta fue muy buena en comparación a la anterior realizada en 2019 donde se asignaron 1.398 MW eólicos y solares, expertos señalan que muchos proyectos han quedado fuera y que los adjudicados no alcanzan para cubrir la demanda entrante.

Uno de ellos es Roberto Lares, Colombia’s Managing director de Wärtsilä, líder global en soluciones innovadoras de energía, quien en conversaciones con Energía Estratégica señala: “Colombia debe desarrollar una nueva subasta de expansión de generación por cargo de confiabilidad y preparar un marco regulatorio que promueva sistemas de almacenamiento para dar firmeza a los proyectos de energía renovable”.

Y agrega: “También hace falta lanzar otras subastas de contratos de largo plazo por la cantidad de energía solar adjudicada en la Subasta de Cargo por Confiabilidad, ya que el ingreso que tendrán por capacidad es bastante pequeño, equivale a un 9% de energía firme de la capacidad instalada”.

Según el ejecutivo, de lo adjudicado históricamente en Colombia en las últimas 5 subastas de cargo de confiabilidad entre el 30 y 33% no logran construirse por diversas razones como falta de otorgamiento de licencias ambientales, dificultades en los cierres financieros y ejecución de garantías por retrasos. En efecto, se trata de un porcentaje que hay que tomar en consideración a la hora de calcular cuánta energía hay que adjudicar.

“Con la nueva Subasta de Cargo de Confiabilidad tenemos menos energía firme adjudicada que la del febrero de 2019. Teniendo en cuenta estos números y la proyección de demanda de la UPME, vemos que en el tercer trimestre del 2026 va a haber un cruce entre la energía firme disponible y la demanda. La preocupación es que se construya un déficit”, advierte. 

Por ello, Lares insiste en la necesidad de lanzar también subastas de largo plazo para que entren proyectos híbridos con almacenamiento que ayuden a hacer frente a los próximos periodos de estiaje. 

En este sentido, el experto enfatiza que los desarrolladores de proyectos no podrán financiarse solamente con los contratos de cargo, sino que además necesitarán contar con PPAS.

No obstante, alerta barreras que desaceleran la ejecución de proyectos de energía limpia en el país: “Si bien la banca local colombiana está bien preparada para ofrecer project finance, hoy en día las tasas de interés no son atractivas para ejecutar proyectos. Los inversionistas están a la espera de que bajen las tasas de interés”.

Y concluye:“Hay financiamiento y buenas oportunidades para las renovables en Colombia, solo hace falta sentar las bases para que las condiciones se vuelvan más favorables para los inversionistas”.

La entrada Wärtsilä propone nuevas subastas de Cargo por Confiabilidad y de largo plazo para hacer frente a la demanda se publicó primero en Energía Estratégica.

Future Energy Summit (FES), la plataforma de eventos organizada por Energía Estratégica e Invest in Latam, convocó a destacadas figuras del sector energético para participar de la cuarta edición en Colombia.

Más de 500 profesionales asistirán a esta cita que se llevará a cabo en el salón de conferencias del Hotel Marriott Bogotá ( Calle 73 No. 8 – 60, Santa Ana, 110221, Colombia), el martes 29 y el miércoles 30 de octubre de este año.

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Una de ellos es Javier Campillo, viceministro de Energía del país quien brindará su visión sobre la apuesta renovable en la región Andina durante la jornada del miércoles 30 de octubre.

Los aportes de este funcionario resultan de gran interés para el sector energético ya que antes de asumir el cargo de Viceministro en noviembre del 2023, Campillo ocupó el puesto de director del Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para Zonas No Interconectadas (IPSE).  Allí, lideró numerosos proyectos de energía, incluida la generación de más del 50% de la energía eléctrica en el campus de la Universidad Tecnológica de Bolívar a través de una planta solar fotovoltaica.

A su vez, fue responsable del desarrollo del programa de manejo integral de canales, lagos y lagunas, ciénagas y caños de Cartagena y diseñó la primera embarcación libre de emisiones en Colombia, con propulsión eléctrica y recarga solar a bordo, promoviendo una alternativa sostenible para la gestión de los cuerpos de agua en la ciudad.

Además, dirán presente líderes del sector como Adrián Correa, Director General de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME); Raul Lancheros, Director de Asuntos Sectoriales de Acolgen; Mónica Gasca, presidenta de la Asociación Colombiana de Hidrógeno (H2 Colombia) .

Con la participación de estos destacados oradores, FES Colombia ofrece el escenario ideal para que importantes players del sector puedan intercambiar posiciones y explorar sinergias  en torno a la industria renovable.

Durante estos dos días, habrá una amplia variedad de oportunidades de networking y se realizarán entrevistas exclusivas, encuentros cara a cara y debates cruciales que abordarán los temas más apremiantes que atraviesa la industria de las energías limpias.

Teniendo en cuenta el éxito de las ediciones anteriores, stakeholders manifestaron su interés por volver a participar del evento. En efecto, se puede revivir el summit del año pasado que contó con la asistencia de la ex ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, haciendo click aquí. En dicho encuentro, se abordó en  profundidad las oportunidades de negocios en torno a una “transición energética justa”, en más de 10 paneles de Future Energy Summit (ver agenda) .

De esta forma, tal como sucedió el año pasado, en el próximo evento de FES Colombia también se disertará sobre el panorama de inversiones y financiamiento para tecnologías de generación como fotovoltaica y eólica, como así también almacenamiento en baterías e hidrógeno verde.

Cabe destacar que esta primera preventa de entradas con precio promocional estará presente hasta el 15 de julio. ¡No te quedes sin tu lugar!

La entrada FES Colombia: el viceministro de Energía Javier Campillo participará del mega evento de renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

El avance de las energías renovables variables en el Sistema Nacional Interconectado de Guatemala es prometedor. El progreso en la capacidad instalada especialmente las fuentes solares y eólicas en Guatemala ha sido destacable en los últimos años. Y hoy significa tener en operación aproximadamente 150 MW en estas tecnologías variables, lo que favorece y significa un enorme avance hacía la transición y diversificación de una matriz energética más sostenible.

Sin embargo, para maximizar los beneficios y asegurar una transición energética sostenible, es esencial abordar los desafíos existentes mediante una planificación estratégica, inversión continua y políticas favorables, como bien se ha venido realizando en el país.

En tal sentido, el Plan de expansión de generación 2024-2054 publicado a inicios de este año, traza escenarios de crecimiento para el mercado que debieran empezar a impulsarse prontamente. Al respecto, Edgar Guillermo Navarro, consultor energético del mercado guatemalteco, aseguró sin duda alguna que la principal prioridad que se desprende de aquella planificación es la creación y publicación de las Bases de Licitación de la PEG-5, la cual adjudicará nuevas plantas de generación de energía para garantizar la demanda futura, sustituyendo así contratos de generación de energía que se encuentran próximos a vencer.

Así, la implementación de la PEG-5 es esencial para garantizar un suministro energético confiable, sostenible y asequible para todos los guatemaltecos, así como, para cumplir con los objetivos de desarrollo a largo plazo del país.

¿Qué tecnologías podrán competir? Aún no se sabe pero existen indicios que ante una necesidad en el orden de los 1200 MW, podría haber lugar para energías renovables variables con o sin almacenamiento. Esto se terminará por definir con los términos de referencia y posteriores pliegos de la licitación. 

Hasta tanto aquello se defina. Desde el sector privado impulsan una serie de investigaciones de mercado con el fin de acercar recomendaciones a las nuevas autoridades de gobierno, reguladores y juntas de licitación. 

Es el caso de la “Estrategia para la transición energética en Guatemala: Agenda para la transformación eléctrica sostenible” de la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER) que fue entregada al Presidente de la República de Guatemala, Dr. Bernardo Arévalo, y al Ministro de Energía y Minas, Ing. Hugo Ventura (ver más). 

Y en este punto es importante mencionar que, también el Consejo de la Industria Eléctrica (CIE) está realizando un estudio de manera independiente a través de la firma consultora Deloitte, que busca establecer las necesidades de satisfacción de la demanda eléctrica en el país y la forma más eficiente, económica y segura de satisfacerla. El resultado de éste se tiene previsto que se conozca a principios del mes de agosto y debiera servir como una guía o herramienta para integrar con certeza el tipo de generación necesaria que ha de cubrir la demanda nacional durante los próximos años.

En la antesala de estas definiciones de qué tecnologías competirán de la PEG-5, Edgar Guillermo Navarro, valoró que las energías renovables variables han comenzado a jugar un rol crucial en el cubrimiento de la demanda energética en el país y que, a pesar de la intermitencia inherente a estas fuentes de energía, el rol que han ido asumiendo coadyuva a reducir la dependencia de combustibles fósiles y mejora la sostenibilidad del sistema eléctrico.

“En términos estadísticos, para el año 2023, las energías renovables variables contribuyeron aproximadamente con un 10% de la demanda total de energía en el país y sin duda al terminar este 2024, irá en incremento, teniendo un impacto positivo en la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, contribuyendo así a los objetivos de Guatemala en términos de sostenibilidad y mitigación del cambio climático”, observó Navarro.

Otro factor determinante en el crecimiento de estas alternativas de generación sostenible en el mercado guatemalteco estaría dado por la reciente aprobación de regulación para sistemas de almacenamiento adjuntos a centrales solares y eólicas (ver más). 

“La aprobación de la nueva regulación de almacenamiento en Guatemala abre varias alternativas adicionales para las centrales de energías renovables variables para participar en el mercado mayorista de manera más eficiente y competitiva”, consideró.

Ahora bien, también puso en análisis el incremento en el costo de capital al incorporar baterías a nuevos proyectos de generación, lo que podría complicar la competitividad para participar en igualdad de condiciones con otras tecnologías. 

“Es importante mencionar que, con todo el beneficio que pueden llegar a tener los proyectos de almacenamiento de energía para las centrales renovables variables, éstos son bastante onerosos, al punto que, dependiendo del número de equipos que se adquieran, podrían llegar a significar casi la totalidad del coste del proyecto, lo que, obviamente, no sería rentable para este tipo de generadores”.

¿Qué oportunidades de proyectos híbridos se evalúan? El especialista indicó que de la nueva regulación se desprende que las centrales renovables variables podrán desarrollar proyectos de almacenamiento de energía, como baterías de gran capacidad para almacenar el excedente de energía generada durante periodos de baja demanda. Teniendo como uno de los más grandes beneficios para el Sistema Nacional Interconectado la mitigación de la intermitencia, mejorando la estabilidad y confiabilidad del sistema eléctrico.

Asimismo, subrayó la apertura a que las centrales renovables puedan participar en programas de gestión de demanda, ofreciendo servicios de respuesta rápida para equilibrar la oferta y la demanda en tiempo real y ayudará a mejorar la integración de centrales renovables variables, ya que podrán optar a participar en el mercado de potencia, mejorando su intervención en los servicios complementarios.

Eólicos y solares con almacenamiento podrían ofertar en la próxima licitación de Guatemala 

La entrada Expectativas por la participación de las energías renovables en la licitación PEG-5 de Guatemala se publicó primero en Energía Estratégica.

Como ya había anticipado Energía Estratégica, el pasado dos de febrero, el Ministerio de Minas y Energía (MINEM), a través de la Resolución 40042 de 2024, estableció lineamientos de política pública para garantizar la continuidad de los proyectos de generación con Energías Renovables, que han tenido dificultades para entrar en operación, incluso, por causas ajenas a la gestión del desarrollador.

Esta Resolución establece pautas en cuanto al acceso y la asignación de capacidad de transporte en el Sistema Interconectado Nacional, a efectos de modificar las condiciones para la entrada en operación de los proyectos (FPO).

No obstante, la Comisión de Regulación de Energía, Gas y Combustibles (CREG) no ha cumplido con la orden que le dio el MINEM ya que el plazo para expedir esa normativa venció en mayo. 

En este marco, la firma boutique de abogados OGE ENERGY, a través de su socio fundador Hemberth Suárez Lozano, presentó una acción constitucional para que la CREG expida dicha resolución con el objetivo de flexibilizar las reglas para modificar las Fechas de Puesta en Operación (FPO) de los proyectos y que no se ejecuten las garantías de reserva aportadas por los desarrolladores de proyectos renovables.

AUTO ADMISORIO

En entrevista con Energía Estratégica, Hemberth Suárez Lozano, habló al respecto: “Ejercimos la acción porque hay una mora de la CREG en atender lo ordenado por el MINEM. El objetivo es impedir que se ejecuten las garantías financieras presentadas en los proyectos de energías renovables que tienen fecha de puesta en operación próxima y que sus propietarios tienen claro que no alcanzarán a cumplir con esa fecha”.  

De esta forma ,el experto explica que la CREG tenía un plazo “perentorio” de tres meses y ya pasaron cinco meses. Esto es inadmisible ya que la regulación “no admite demoras ni excusas para su cumplimiento”. 

Según Suárez Lozano, esta mora afecta negativamente a los proyectos de energías renovables ya que “juega en contra de la estabilidad financiera del propietario o inversionista”. 

Y concluye: “Si no se cambia la Fecha de Puesta en Operación de un proyecto y este no cumple con la fecha, la consecuencia es que se hace efectiva la garantía. Expedir esta resolución de inmediato es fundamental, teniendo en cuenta que existen muchos proyectos que no alcanzarán a llegar a tiempo a la fecha estipulada de entrada en operación”.

La entrada La CREG admite demanda a favor de las renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

La nueva estructura que tendrá Departamento Eléctrico fue uno de los temas vistos en la segunda sesión del año del Consejo de la Sociedad Civil Paritario de la Comisión Nacional de Energía (CNE), donde participaron los representantes de las 13 instituciones que integran esta instancia y que están relacionadas con el quehacer del sector energético en el país.

En la reunión, conducida por Marco Mancilla, secretario ejecutivo de la CNE, también se expuso la Modificación de la Norma Técnica de Calidad de Servicio para Sistemas de Distribución y los resultados del primer proceso de Valorización de Instalaciones de Transmisión, según lo indicado por el artículo N°52 del Reglamento en esta materia.

Danilo Zurita, jefe del Departamento Eléctrico de la CNE, señaló que la nueva estructura de esta área del organismo se materializará a fines de agosto, afirmando que esta iniciativa responde a una estrategia de corto plazo, que considera cuatro pilares, con el objetivo de “fortalecer al Departamento con mayor conocimiento y experiencia, buscando promover metodologías y gestión para la realización de sus labores, y así hacer frente a los cambios del ambiente laboral y energético”.

Procesos

Luego expuso Félix Canales, jefe del Subdepartamento de Mercados Eléctricos, quien detalló los principales contenidos y alcances de la Modificación a la Norma Técnica de Calidad de Servicio para Sistemas de Distribución, publicada a inicios del presente año, destacando algunos de los aspectos que trae consigo la normativa, tales como una nueva plataforma de información pública y el ajuste a los índices de calidad de suministro, de acuerdo con las nuevas densidades.

Por su parte, Sergio Quiroz, jefe del Subdepartamento de Tarificación en Transmisión, se refirió al primer proceso de valorización de instalaciones de transmisión, según lo indicado por el artículo N°52, precisando que se consideró un total de 64 obras de este segmento, además de otras instalaciones que no fueron valoradas en el proceso 2020-2023.

Finalmente, Patricio Molina, gerente general de la Federación Nacional de Cooperativas Eléctricas (Fenacopel) abordó la visión que tiene este sector en torno a la nueva Ley de Estabilización Tarifaria (N°21.667).

COSOC

Los COSOC son uno de los diversos mecanismos de participación ciudadana y su principal objetivo es el acompañamiento a la CNE en los procesos de diseño, ejecución y evaluación de sus planes, políticas y programas, mediante una integración diversa, representativa y pluralista.

El COSOC de la CNE 2023-2024 está integrado por representantes de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN); Asociación Gremial de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor); Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.); Asociación Chilena de Energía Solar AG. (Acesol); Asociación Chilena de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec); Asociación Chilena de Telecomunicaciones A.G (Chile Telcos); Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas (Cigre Chile); Colegio de Ingenieros de Chile; Empresas Eléctricas A.G.; Federación Nacional de Cooperativas Eléctricas (Fenacopel); Generadoras de Chile; Gremio de Pequeños y Medianos Generadores (GPM), y Transmisoras de Chile.

La entrada Segunda sesión del COSOC de la CNE dio a conocer la nueva estructura que tendrá el Departamento Eléctrico se publicó primero en Energía Estratégica.

La discusión en torno al alza de las tarifas eléctricas se ha intensificado durante estos últimos días con distintas propuestas e involucrando en el debate a gran parte de la sociedad. La componente más relevante de la cuenta de la electricidad es la energía y es allí donde se puede visualizar una diferencia entre aquellos que pagarán más en sus próximas boletas o facturas. “En general, los contratos de comercialización se refieren a la venta de energía. Van a haber alzas en las cuentas de los clientes libres pero bastante menores en un cliente libre versus uno regulado que podría ser libre”, comentó el secretario ejecutivo de ACEN, Eduardo Andrade, en el webinar “¿Por qué seguirán aumentando las tarifas eléctricas? Perspectivas para clientes regulados y libres”, organizado por Alken Energía y eVink.

Lo anterior, agregó Andrade, es porque el cliente libre tiene su energía contratada ya a un precio de mercado, por ende, el alza para este tipo de usuario se ubicaría en torno “al 12 o 13% que se desagrega en un 8% en el costo de valor agregado de distribución más un 5% en el costo de transmisión”.

En las discusiones de la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputadas y Diputados se explicó que diariamente solo por intereses la cuenta de 6 mil millones de dólares se incrementaba en 3 millones de dólares. El representante de la gremial destacó “el coraje que ha tenido el Ministerio de Energía al decir que ésta es una situación que es necesario resolver. El congelamiento de tarifas era algo que estaba presionando en forma importante a todo el sector. Afortunadamente, gran parte del debate no se refiere a la necesidad de realizar el ajuste de las tarifas, sino que más bien a los subsidios a las familias de menores ingresos”.

 Aunque Andrade reconoció que el descongelamiento no es un escenario que golpeé de manera importante a los comercializadores de energía, sí hay un aspecto que afectaría a los clientes libres en general y es el cargo MPC o el mecanismo de devolución de la deuda que fue fijado como un cargo de 22 pesos por kWh hasta el 2027. “Esta es una deuda bien peculiar porque es una deuda que el Estado obligó a todos los usuarios a tomar. Se está dando una situación bastante injusta para alrededor de 2.000 clientes libres que son pequeñas y medianas industrias y organismos, estamos hablando de hospitales, cárceles, universidades, clínicas, que transitaron de cliente regulado a cliente libre durante la denominada Ley PEC”. 

Según cifras de la gremial, un cliente libre (universidad en este caso) que usó el beneficio de la tarifa congelada por un mes, generando una deuda de 721.000 pesos, tendría que pagar 41 millones de pesos. “Vale decir, tiene que pagar 56 veces más que la deuda original. En la Comisión de Minería y Energía de la Cámara se logró retirar un inciso de la ley que lo que hacía era fijar a rajatabla esta devolución. El ministro Pardow señaló que estaba de acuerdo en sacar este inciso y que en la discusión reglamentaria se harían los ajustes para que cada cual pagara lo que corresponde”.

Al respecto, el secretario ejecutivo de ACEN mencionó que han realizado presentaciones a la Comisión Nacional de Energía ya que les preocupa mucho el cargo que podría ser aplicado a los clientes libres puesto que entienden que lo que la ley señala es que “tiene que ser en igualdad de condiciones. Entendemos que la igualdad de condiciones es que hay que pagar lo que se debe, no 120 o 130 veces más. Esperamos que la CNE tome nuestro punto y que lo aplique”.   

En este debate por el alza de las tarifas, también surgió la pregunta de por qué las empresas comercializadoras tienen en general un precio de mercado menor que el regulado. Esto es, según Andrade, porque las empresas comercializadoras han sido muy exitosas precisamente en capturar el precio de las energías renovables e incorporarlo en su portafolio. “Pre pandemia hablábamos de un 50% de descuento con respecto al precio regulado, hoy que está congelado el precio al cliente regulado, todavía sigue siendo más barato el precio que ofrecen las comercializadoras y el día de mañana cuando se descongelen van a volver a existir diferencias importantes entre el precio que ofrece el comercializador al que ofrece el mercado regulado”, finalizó su intervención.

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Genneia, la compañía líder de energías renovables en el país acompaña a Plaza Logística, principal empresa por superficie en el desarrollo y administración de parques logísticos de vanguardia conocidos como «Triple A», en la compensación de sus emisiones generadas en Argentina durante el 2023 a través de la entrega de 569 Certificados de Unidades de Carbono Verificadas (VCU’s).

Con el objetivo de reducir el impacto ambiental, se neutralizó la huella de carbono de Alcance 1 y 2 que refieren a la descarbonización, tanto de las emisiones directas resultantes de las operaciones, como de las emisiones indirectas vinculadas al consumo de electricidad en las áreas comunes de sus seis parques logísticos y su oficina central.

En consonancia con su estrategia de sostenibilidad, Plaza Logística continúa avanzando en materia de construcciones verdes mediante la adopción de estándares ambientales al momento de desarrollo de sus parques y en la implementación de iniciativas que representan una oportunidad para reducir las emisiones de CO2.

“Nuestro compromiso se basa en integrar en nuestro modelo de negocio prácticas responsables con el medio ambiente. La medición, reducción y compensación de nuestra huella de carbono busca contribuir a un futuro cada vez más sostenible y a generar las condiciones para seguir impulsando el desarrollo de negocios responsables en nuestro país. Es por eso que para nosotros es una gran oportunidad contar con Genneia, empresa líder en energías limpias, en este proceso de compensación de nuestras emisiones generadas en 2023”, expresó María Jimena Zibana, Gerente de Sustentabilidad de Plaza Logística.

Por su parte, Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad de Genneia agregó: “Desde Genneia nos sentimos orgullosos de acompañar a Plaza Logística en este proceso que implica un compromiso muy grande de ambas empresas en continuar luchando por la crisis climática. Estas acciones nos permiten visibilizar la importancia de implementar prácticas amigables con el medio ambiente y dar respuestas concretas e inmediatas a la crisis climática mundial que nos encontramos atravesando.”

La certificación y emisión de créditos de carbono son un mecanismo internacional de descontaminación, que tienen el objetivo de reducir y/o remover las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). Fueron establecidos en el año 2005 en el Protocolo de Kyoto, como uno de los tres puntos clave para disminuir los niveles de emisión de GEI. Actualmente son promovidos por el Acuerdo de París (2016) y reafirmados anualmente en las Conferencias de las Partes (COP) sobre el Cambio Climático.  

Acerca de Plaza Logística

Plaza Logística es una compañía dedicada al desarrollo y administración de parques logísticos multi-cliente. Cuenta con seis parques logísticos ubicados estratégicamente en Ciudad y Provincia de Buenos Aires. Adopta estándares ambientales LEED y/o EDGE en el proceso de construcción de sus parques logísticos y certifica su administración bajo Normas ISO 9001, ISO 14001 e ISO 45001.

La compañía desarrolla proyectos que tienen como premisa apuntalar el futuro de la logística y el e-commerce, que permitió que, a diario, más personas elijan realizar sus compras de manera online, mientras las empresas fortalecen sus canales digitales de venta por la velocidad, seguridad y ventajas que brindan a los usuarios.

A partir de las alianzas desarrolladas con compañías líderes, Plaza Logística desarrolla espacios de distribución de última generación que permiten acortar la última milla y entregar de manera precisa y veloz los pedidos gracias a la inversión sostenida en infraestructura, la adopción de tecnologías innovadoras y al aumento de la confianza en las compras online.

En términos de financiamiento, la compañía ha desarrollado una sólida relación con organismos multilaterales de crédito (BID | Invest, DFC), fue admitida al Régimen de Oferta Pública en el mercado de capitales de Argentina en diciembre de 2017, y mantiene relación con bancos internacionales y de capital nacional. En el año 2019 se convirtió en la primera compañía privada en Argentina en emitir un Bono Verde, mediante el re-etiquetamiento de un Bono emitido en el año 2017. En el año 2021 se convirtió en la primera compañía privada en Argentina en emitir un Bono Sostenible (verde y social). 

https://www.plazalogistica.com.ar/ 

Acerca de Genneia  

Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, con un 19% del total de la potencia instalada, alcanzando el 21% de la generación de energía eólica y el 12% de la solar. Con la entrada en operación del Parque Solar Tocota III, alcanzó 1.004 MW de energía renovable consolidando su liderazgo en el sector de energías limpias y destacándose este logro como un hito nunca visto en el país.

Con sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona y Vientos de Necochea, la empresa cuenta con una potencia de 784 MW en energía eólica; y actualmente se encuentra avanzando en la construcción del Parque Eólico La Elbita en Tandil, donde se montarán 36 aerogeneradores de última generación con una potencia de 162 MW y que entrará en operación para fines del 2024. Asimismo, la empresa avanza en la construcción del parque solar en Malargüe, con una capacidad de 90 MW, y está iniciando la construcción del parque solar Anchoris, con una capacidad de 180 MW. Genneia cuenta con 220 MW de capacidad instalada en sus parques solares operativos, distribuidos en tres parques que suman un total de 520,000 paneles solares.

www.genneia.com.ar

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Goldwind y GRI amplían su acuerdo de cooperación para nuevos proyectos de energía eólica en Argentina.

La firma del acuerdo con GRI Renewable Industries, canalizado a través de GRI Calviño Towers Argentina SA, se realiza en el marco de la política de localización de Goldwind Argentina.

Esta semana, el staff de Goldwind Argentina, vistió la fábrica de GRI Renewable Industries en Sevilla, España, y amplió el acuerdo de cooperación en pos de ofrecer mejores condiciones al mercado argentino, disminuir los costos y tiempos de traslado, y reducir la huella de carbono del transporte marítimo internacional.

“Estamos trabajando activamente en la implementación de estrategias de inteligencia industrial, que se materializan en localización de parte de nuestra producción en combinación con la tecnología de punta de nuestras turbinas producidas en China. Todo esto nos dan una ventaja competitiva inigualable en el mercado argentino, afirmó Fernado Errea, Gerente de Ventas de Goldwind.

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El lanzamiento de la licitación PEG-5 mantiene expectante a todo el sector energético de Guatemala. Y las energías renovables buscarán demostrar su competitividad en esta convocatoria que se prevé que será la más grande de la historia del mercado guatemalteco con un requerimiento en el orden de los 1200 MW.

En la antesala de este proceso, Energía Estratégica contactó a Sergio Herrarte, analista financiero especializado en mercado de capitales y energía, para conocer su lectura sobre los riesgos y desafíos que enfrentan los proponentes que se preparan para ofertar con proyectos fotovoltaicos.

“Va a haber una sobreoferta de proyectos solares en Guatemala y esto significa que habrá una guerra de precios. Si quieres competir y ganar la licitación vas a tener que competir en precio, entonces cada centavo cuenta porque vas a competir con muchísima más gente”, introdujo el analista consultado.

Aquello no sería nuevo. El año pasado se observó una sobreoferta de equipos solares a nivel mundial, incluida una disminución significativa en el precio del polisilicio, que ha llevado a una reducción de hasta el 50% en los costos de los productos solares. Sin embargo, Sergio Herrarte advirtió que esta reducción en el CAPEX de los proyectos debe ser interpretada con cautela debido a los costos adicionales que se presentan al momento de implementar los proyectos en Guatemala.

«Esta sobreoferta definitivamente va a ir acompañada de una sobredemanda y eso lo vamos a ver reflejado en la PEG-5», comentó Herrarte.

Siguiendo con su análisis, aunque los productos solares pueden ser adquiridos a precios reducidos, la competencia en el mercado nacional se torna cada vez más intensa, y la capacidad de transmisión de energía es limitada. Esto significa que los desarrolladores deben ser extremadamente precisos al seleccionar las ubicaciones para sus proyectos, considerando no solo la disponibilidad del recurso solar, sino también los costos de arrendamiento de tierras y conexión al sistema nacional de transmisión.

Los costos hundidos, aquellos que no se consideran inicialmente, como el arrendamiento de tierras, han adquirido mayor relevancia. «El costo de arrendamiento creo que va a subir muchísimo para proyectos solares y eólicos», afirmó Herrarte.

En un mercado mayorista tan maduro como el guatemalteco, los márgenes de beneficio se podrían reducir aún más en estas tecnologías variables debido a la necesidad de competir no solo en precios de energía, sino también en la capacidad de ofrecer potencia firme. No obstante, la reciente aprobación de la regulación de almacenamiento añadiría más certeza a los proyectos renovables de cómo competir.

«La regulación de baterías logró que eso se desenmarañara», comentó el analista y explicó que, aunque implicará costos iniciales más altos, aquellos que quieran ofertar potencia firme además de la energía de las fuentes solares y eólicas variables podrán hacerlo mediante la subcontratación de potencia o la instalación de baterías de respaldo.

Impacto en los PPA y la competencia de precios

La competencia de precios está a la orden del día. La tendencia global hacia PPAs más económicos podría aplicar en el escenario guatemalteco. Al respecto, Herrarte advierte sobre la «canibalización» de precios que podría darse y que algunos proyectos solares oferten precios extremadamente bajos, posiblemente insostenibles a largo plazo.

Algo de esto ya se vio en la PEG-4. Desde la óptica del analista consultado, “puede ser que la PEG 4 haya sido una un preámbulo de algo que puede suceder ahora del mediano plazo en la PEG 5, donde haya proponentes que lleguen a ofertar hasta 100% menos el precio del kilovatio hora que oferta la media”. Este fenómeno generaría preocupación sobre la viabilidad de los proyectos y la capacidad de los oferentes para cumplir con sus compromisos financieros y operativos.

Un dato no menor es que aquella competencia agresiva en precios, impulsada por la sobreoferta de proyectos solares, podría llevar a una reducción significativa en los márgenes de beneficio, haciendo que cada centavo cuente en las proyecciones financieras. «Hay buenas noticias a nivel internacional para proyectos solares, pero tenemos que traerle a la realidad nacional», subrayó Herrarte, enfatizando la necesidad de considerar los riesgos específicos del ecosistema guatemalteco.

Para evitar que la PEG-5 se convierta en un escenario de especulación y grandes fracasos, Herrarte sugirió que la capacidad de transmisión de energía se incremente urgentemente. «El sistema debe ser capaz de absorber proyectos», sostuvo, destacando la importancia de una acción pública que mejore la infraestructura de transmisión en el país.

Si bien Herrarte mencionó que las políticas públicas actuales en Guatemala han sido efectivas para mantener una oferta energética constante durante la reciente crisis energética en la región, se refirió a mejorar la planificación y capacidad de respuesta ante las nuevas necesidades del mercado.

“Creo que tenemos que idear una forma en la que la transmisión se mueva al mismo ritmo de la demanda como lo ha hecho la generación. Creo que eso puede ser una solución para ir mitigando los riesgos que puede traer este aumento en la demanda que también es importante”, argumentó.

Un sistema de transmisión más amplio permitiría una mayor cantidad de oferentes con capacidad de maniobra, reduciendo la especulación y promoviendo una competencia más saludable basada en la capacidad real de los proyectos.

“Si abrís más la capacidad de recepción de energía, va a haber más oferentes y los especuladores van a entender que no tienen que especular para ganar, sino que va a ganar la oferta con el proyecto sostenible más competitivo”, concluyó Sergio Herrarte, analista financiero especializado en mercado de capitales y energía.

De esta manera, la licitación PEG-5 en Guatemala presenta un escenario desafiante pero con grandes oportunidades para los desarrolladores de proyectos. En el caso de la energía solar, la sobreoferta de tecnología, la competencia agresiva en precios, los costos hundidos a considerar y aquellos retos relacionados con la transmisión y el almacenamiento, configuran un panorama complejo que requerirá ser más minuciosos y creativos en las proyecciones financieras para mitigar los riesgos.

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México se encuentra en una etapa de transición de gobierno que generaría mucha expectativa al inversionista. Más aún considerando que en el último año, empresas internacionales habrían volteado a ver al país para relocalizar parte de sus actividades productivas.

Durante una reciente entrevista en el marco del Future Energy Summit Mexico (FES Mexico), Armando Muñoz Gil LaMadrid, director general para México, Centroamérica y el Caribe de Canadian Solar, se refirió a estos temas compartiendo su lectura del momento que atraviesa el mercado y las oportunidades que se abrirían para la energía solar fotovoltaica.

“Al famoso nearshoring no lo detiene nadie”, aseguró Muñoz, en relación a que ni el gobierno actual ni los próximos podrían anteponerse a la ola de relocalización de empresas.

Desde la óptica del director para el norte de Latinoamérica de Canadian Solar, los nuevos actores llegarían con un mandato de sus casas matrices y “una presión internacional muy fuerte” para cumplir con metas de sostenibilidad frente al cambio climático y eso podría requerir de una rápida respuesta del sector fotovoltaico para asegurar un suministro eléctrico limpio renovable a las nuevas industrias.

“Hay un fuerte impulso del nearshoring que está viniendo a México y eso lo tenemos que aprovechar porque esas oportunidades se dan una vez cada 10 años. Hay que aprovecharlo, hay que capitalizarlo”, expresó Armando Muñoz indicando que este sería un primer driver para el mercado fotovoltaico mexicano.

Un segundo driver estaría dado por la conveniencia económica de optar por alternativas de generación sostenibles: “los precios bajos definitivamente van a impulsar mucho los nuevos desarrollos”, consideró Muñoz.

Y añadió: “yo creo que unos precios bajos deja más que claro que la energía solar es la energía más rentable o más viable al día de hoy”.

De allí, consideró que a los desarrolladores les hace todo el sentido apostar por nuevos proyectos de generación fotovoltaica. Ahora bien, también puso sobre la mesa de debate que los fabricantes enfrentan presiones para ser competitivos, a la vez de obtener volumen y profitability, complejizando el escenario para los tecnólogos.

Canadian Solar, empresa que desde el año 2013 está operativa en México apostando a un equipo local, ha desplegado una estrategia de negocios contemplando aquellas variables del mercado para atender a los tres segmentos de mercado residencial, comercial-industrial y utility. Y en la actualidad, vistas las oportunidades de desplegar nuevas instalaciones en industrias, están destinando más esfuerzos al mercado de generación distribuida con una oferta diversa que incluye además de módulos fotovoltaicos, inversores y baterías, posicionándose como un aliado clave para nuevas instalaciones fotovoltaicas en México.

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El sector político y energético de Bolivia propone elaborar un nuevo marco normativo para promover la transición energética y la adopción de nuevas tecnologías y servicios, tras la implementación de varios decretos en la materia a lo largo de los últimos años. 

Tal es así que desde el Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF) brindaron una serie de recomendaciones al sector político y energético de Bolivia sobre los elementos claves a tener en cuenta de la normativa para que se promueva el cambio de la matriz de generación.

“La nueva normativa debería ser flexible a la incorporación de nuevas tecnologías (…) A la par de ser flexible en cuanto aceptar y corregir errores, porque estamos en una etapa de desarrollo en la cual pueden suceder elementos que no resulten lo esperado”, apuntó Juan Ríos, especialista de la Comunidad Andina de Fomento y ejecutivo principal en la dirección de transporte y energías del CAF.

“Por otro lado, debe estar abierta a que participen todos los sectores involucrados y que, desde el punto de vista tarifario, debe permitir revisiones y adecuaciones; como también consideraciones impositivas para facilitar la entrada e integración de nuevas tecnologías y el desarrollo de aquellos vectores que se consideren importantes”, agregó durante un foro. 

Cabe recordar que el país no posee una ley meramente de impulso a las energías verdes, sino que en su ley N°300 (Marco de la Madre Tierra y Desarrollo Integral para Vivir Bien) en la cual se establece el cambio paulatino de combustibles líquidos por gas natural y el “incremento gradual” de las renovables.

Mientras que, entre el 2021 y 2022, la actual gestión de gobierno lanzó los Decretos Supremo N°4539 y N°4794, a fin de brindar incentivos tributarios para soluciones vinculadas a las energías limpias y la movilidad eléctrica; y para permitirle al sector industrial cambiar la fuente de alimentación eléctrica y migrar al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Además, Juan Ríos apuntó a la importancia de implementar mecanismos como subastas abiertas que no sean discriminatorias en cuanto a tecnologías para garantizar la sostenibilidad del sistema eléctrico, la seguridad del suministro, tarifas equitativas y la reducción del consumo de combustibles fósiles.

Herramienta que podría tomar mayor forma si realmente el país avanza con el plan de expansión del SIN para lograr una mayor participación de energías verdes que recientemente dio a conocer la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE Corporación) y que plantea la suma de aproximadamente 4670 MW renovables hacia el 2050. 

“Debe ser una normativa realista, con la consideración de temas ambientales desde todas las ópticas, que esté ajustada a alcances medibles que no afecten el desarrollo productivo. Y en el corto y mediano plazo, el país debería enfocarse en que la normativa contenga la parte reglamentaria respecto al almacenamiento de energía, en cuanto a operatividad, tarifas, cómo funcionarán las baterías y esquemas de bombeo”, subrayó. 

“También se requiere una hoja de ruta de transición energética que implique una definición clara de las metas a conseguir, un consenso entre los actores participantes del sector, de la necesidad de proceder con la transformación y asegurar recursos económicos, tanto para el financiamiento de proyectos y para apoyar el desarrollo de los elementos de política pública y apoyo especializado”, añadió el ejecutivo principal del CAF.

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Con la presencia autoridades nacionales, regionales y locales, Generadora Metropolitana, empresa propiedad de AME y el grupo francés EDF, inauguró el proyecto CEME1, el parque fotovoltaico más grande de Chile.

Este parque, ubicado a siete kilómetros de María Elena, en la Región de Antofagasta, cuenta con 480 MW de capacidad instalada, más de 882 mil paneles solares fotovoltaicos y generará energía para más de 500 mil hogares.

“Hoy estamos orgullosos de inaugurar el parque fotovoltaico más grande de Chile, el cual inyectará energía limpia y eficiente al Sistema Eléctrico Nacional. CEME1 es un proyecto ambicioso y visionario, ya que no sólo se impone por su capacidad, sino también por su tecnología y eficiencia”, dijo Diego Hollweck, gerente general de Generadora Metropolitana.

En esa línea, el ejecutivo explicó que CEME1 se distingue por su innovador uso del suelo, logrando una mayor potencia por hectárea gracias a su estructura fija con módulos orientados al este y al oeste. Dicha característica no solo maximiza la eficiencia, sino que también representa un uso más sostenible y responsable del espacio.

En cuanto a eficiencia en el uso del agua, Hollweck detalló que, gracias a la robotización de los procesos de limpieza de los paneles, “hemos logrado reducir el consumo de agua hasta un 90% en comparación con proyectos similares. Esta innovación no solo es un avance tecnológico, sino también un compromiso con la preservación de nuestros recursos naturales”.

El ministro de Energía, Diego Pardow, destacó que “en Chile hemos sido capaces de construir políticas de Estado que entregan certezas a los inversionistas para que este tipo de proyectos siga concretándose. La inauguración del proyecto fotovoltaico CEME1 es un paso más para que nuestro sistema eléctrico deje de depender de los combustibles fósiles y avancemos hacia la descarbonización de nuestra matriz energética”.

En tanto, el CEO de EDF Chile, Joan Leal, afirmó que “CEME1 es un hito para Chile y el Grupo EDF, al consolidar un portafolio de proyectos que apoyan la transición energética, en línea con los objetivos globales de carbono neutralidad del país y de la compañía. Este proyecto representa un logro no sólo para EDF, sino para Generadora Metropolitana, cuyo equipo hizo un gran trabajo en términos de planificación y ejecución”.

“Con este proyecto Generadora Metropolitana ha logrado consolidarse como un actor relevante en el mercado chileno lo que, junto a la diversificación de sus proyectos, permitirán que la empresa afronte los desafíos de la transición energética de una manera segura y sostenible en el tiempo”, dijo el presidente de AME, César Norton.

Generadora Metropolitana iniciará próximamente la instalación de más de 1,7GWh de baterías, lo que permitirá almacenar la energía producida. Esto incrementará la eficiencia del parque, proporcionando un suministro más constante y fiable de energía renovable.

Generadora Metropolitana

Generadora Metropolitana, propiedad de la francesa EDF y la chilena AME, es una de las empresas de generación de energía eléctrica más grande de Chile. Cuenta con tres centrales de generación ubicadas en puntos estratégicos del Sistema Eléctrico Nacional y dos proyectos solares aprobados.

Generadora Metropolitana provee soluciones energéticas para mejorar la calidad de vida de las personas, con un fuerte foco en la responsabilidad ambiental, la seguridad, la innovación, el compromiso social y en sus colaboradores.

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De acuerdo a la Agencia de Promoción de la Inversión Privada (Proinversión), las inversiones proyectadas para la generación de energías limpias en Arequipa superan los 5 billones de dólares, más del 60% del monto total de inversiones adjudicadas en el Perú para el 2024.

Teniendo en cuenta que la matriz energética peruana es principalmente hidroeléctrica, y que los periodos de estiaje son cada vez son más severos por el cambio climático, muchos expertos esperan que compañías tanto nacionales como internacionales comiencen a invertir en proyectos solares y eólicos para cumplir con la demanda energética nacional en esa región, una de las zonas con mayor radiación solar en Perú.

No obstante, estos desarrollos deben ser acompañados por inversiones en infraestructura de transmisión y distribución cuya planificación debe ser aprobada previamente por los altos mandos.

En este contexto, en los últimos días se dio una buena noticia para el sector renovable: mediante la resolución ministerial Nº 261-2024-MINEM/DM, publicada en el diario oficial El Peruano, Acciona Energía Perú SAC, el mayor operador mundial en energías 100% limpias, recibió la concesión definitiva para desarrollar la actividad de transmisión de energía eléctrica en el proyecto “Línea de Transmisión en 220 kV S.E. América – S.E. San José (Ampliación)”, ubicado en el distrito de La Joya, provincia y departamento de Arequipa.

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En el artículo 2 de la resolución ministerial, firmada por Julio Demartini, ministro de Desarrollo e Inclusión Social, y encargado del despacho del Ministerio de Energía y Minas, se detallan las características principales de los bienes indispensables para operar la concesión.

El proyecto entero tendrá una longitud de 9,8 km y se compone de 2 subestaciones S.E América y S.E San José (ampliación).

1) SE América: tendrá un patio de 33/220 kV de tipo intemperie y estará conformado por un un paño combinado de línea y transformación, el cual estará dedicado a lo siguiente:

Conexión del circuito de línea para evacuar la potencia recibida del parque fotovoltaico
Conexión del transformador elevador de 33/220 kV
El detalle del equipamiento electromecánico obra en el Expediente.

2) SE San José (ampliación): se proyecta la construcción de una nueva bahía, en la cual se implementará, entre otros, tres pararrayos de óxido de zinc, nueve transformadores de tensión monofásico capacitivo, dos trampas de onda 245 kV, un seccionador horizontal CPAT 245 KV, tres transformadores de corriente 245 kV, un interruptor de potencia unipolares con accionamiento uni-tripolar, seis transformadores de tensión cargables para servicios auxiliares 245 kV/0,38 KV y caseta de control. El detalle del equipamiento electromecánico obra en el Expediente.

Según trascendió, en junio, un consorcio liderado por Acciona Energía se adjudicó tres nuevos proyectos de concesión de transmisión de energía en el Perú, los cuales incluirán más de 400 kilómetros de líneas de transmisión, seis nuevas subestaciones y la modernización de seis subestaciones existentes, con una inversión estimada de US$337 millones (€315 millones).

Los proyectos beneficiarán a más de un millón de habitantes de las regiones de Ica y Arequipa, al sur del país, y facilitarán el desarrollo de más de 10GW de energía renovable en la zona.

Cabe destacar que días atrás, a través de la Resolución Nº 204-2024-MINEM/DM, el Ministerio de Energía y Minas también otorgó a favor de Majes Sol de Verano SAC la concesión definitiva para desarrollar una línea de transmisión de energía solar, en el distrito de Majes, provincia de Caylloma y departamento de Arequipa.

El proyecto consiste en la construcción de la «Línea de Transmisión en 138 kV S.E. Sol de Verano I – S.E. Majes», la cual transportará la energía eléctrica generada por la futura “Central Solar Fotovoltaica Sol de Verano I” hacia el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SIN).

De esta forma, se están otorgando los permisos correspondientes para que las inversiones en Arquipa crezcan a pasos agigantados.  Esto no solo es una oportunidad para diversificar la matriz energética del Perú, sino también una estrategia clave para generar empleo, impulsar la economía local y mejorar la calidad de vida de las comunidades.

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Sunwise Software Inc., líder en soluciones de software para la industria solar y de almacenamiento, se complace en anunciar el lanzamiento de LISA Energy, un innovador producto impulsado por la tecnología de Sunwise. LISA Energy representa un cambio significativo en la forma en que los consumidores y empresas gestionan sus recibos de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), ofreciendo una solución digital avanzada que simplifica y optimiza el acceso a la información energética.

Sobre LISA Energy

LISA Energy es una innovadora plataforma digital que facilita la gestión y descarga de recibos de CFE, centralizando información energética y proporcionando herramientas avanzadas para la optimización del consumo eléctrico. Impulsada por la tecnología de Sunwise, LISA Energy busca transformar la forma en que los usuarios acceden y gestionan su información energética.

LISA Energy permite a los usuarios obtener su historial de recibos y organizar toda la información sobre su consumo eléctrico de manera clara y accesible.

 Mejora en proyectos de energía solar y almacenamiento con datos rápidos y confiables.
 Ahorro de costos mediante una gestión automatizada.
 Centralización de las múltiples propiedades en un solo lugar.
 Conexión a través de un portal intuitivo o APIs fáciles de usar.
 Programación de descarga automática de recibos para un servicio posventa eficiente.

Innovación y Calidad

«Nuestro equipo está comprometido con la creación de soluciones innovadoras que redefinen el panorama energético en México y LATAM,» comenta Arturo Duhart, CEO de Sunwise Software Inc.

Invitamos a todos los interesados a conocer más sobre LISA Energy y descubrir cómo esta herramienta puede transformar la gestión de su energía. Para obtener más detalles sobre LISA Energy y sus beneficios, visita https://www.lisaenergy.com

Acerca de Sunwise Software Inc.

Sunwise Software Inc. es una empresa líder en soluciones de software para energía solar y almacenamiento. Con un enfoque en la innovación y la calidad, Sunwise proporciona herramientas avanzadas para optimizar y profesionalizar las actividades de los integradores solares.

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Elecnor se ha adjudicado recientemente en México un contrato para la ingeniería, suministro y construcción del parque eólico Cimarrón de cerca de 320 MW, ubicado en La Rumorosa y en el municipio de Tecate, Baja California.

El proyecto, que actualmente se encuentra en proceso de construcción, está promovido por Sempra Infraestructrura, empresa líder de infraestructuras energéticas en Norteamérica que opera más de 1.500 MW de energías limpias en México. El parque eólico Cimarrón cuenta ya con un acuerdo de compra de energía por 20 años con Silicon Valley Power para suministrar energía renovable a largo plazo a la ciudad de Santa Clara, California.

El parque eólico, con 64 aerogeneradores de tecnología Vestas será uno de los proyectos eólicos más grandes de todo México, el cual consta además de 70 Km de viales, 45 Km de redes de Media Tensión, 30 Km de línea de transmisión en 230 kV y una subestación elevadora.

El proyecto suministrará energía limpia equivalente al consumo de más de 84.000 hogares de California, y contribuirá a la reducción de las emisiones de C02 en más de 200.000 toneladas por año. Se espera que la construcción de este nuevo parque genere más de 2.000 empleos directos e indirectos.

Está previsto que el parque eólico Cimarrón comience a generar energía a finales de 2025.

Este parque eólico sería el tercero que Elecnor construye en el país, posicionándose así como empresa de referencia en este tipo de proyectos.

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Desde Ovejas, Sucre, municipio PDET ubicado en los Montes de María, el ministro de Minas y Energía inauguró las Comunidades Energéticas número 27 y 28, en el marco de las acciones que lidera para impulsar la Transición Energética Justa en el país.

Se trata de la Comunidad Energética del Corregimiento de Canutal y la Comunidad Energética de la vereda El Palmar.

Comunidad Energética Canutal

Desde el Ministerio de Minas y Energía, en articulación con Hocol, del grupo Ecopetrol, se impulsó la consolidación de la primera Comunidad Energética en el corregimiento de Canutal en Ovejas, Sucre. En esta comunidad existen 4 soluciones fotovoltaicas activas y funcionando, ubicadas en el colegio, el puesto de salud, el salón comunal y el acueducto.

El prototipo de solución energética fotovoltaico pudo ponerse en marcha gracias a la inversión de $730 millones por parte de Hocol.

Desde el Ministerio se implementó durante mayo y junio la Escuela de la Transición Energética Justa (TEJ) para fortalecer las capacidades de las comunidades y darles gobernanza sobre el proyecto, con participación participaron alrededor de 100 personas de la comunidad.

Es así como los activos son propiedad de la Junta de Acción Comunal (JAC) de Canutal. La capacidad instalada sumada de las 4 soluciones es de 47.25 KW y su inversión $729.920.507, beneficiando a 700 personas, las cuales componen 400 hogares del corregimiento, que ahora podrán resolver necesidades de refrigeración, www.minenergia.gov.co iluminación y energía, entre otras, activando la vida económica, social, educativa y cotidiana en el municipio.

Comunidad Energética Educativa del colegio público

El Palmar de la vereda El Palmar: El colegio El Palmar se ha convertido en Comunidad Energética Educativa, con la implementación de un proyecto de biococción que consiste en la sustitución de estufas de leña por estufas de biogás.

El objetivo es que la comunidad aproveche los residuos orgánicos de la cocción de alimentos y las aguas residuales de los baños para la producción de gas que necesitan para cocinar. La solución tecnológica instalada fue biogás, con una potencia de 0,34 metros cúbicos y una inversión aproximada de $ 58 millones, con recursos provenientes del FENOGE.

Esta Comunidad Energética Educativa beneficia a 262 personas. “Destacamos la participación de las empresas estatales como Hocol y Ecopetrol en esta estrategia, que marca un hito para la Transición Energética Justa”, concluyó el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, durante la inauguración, e insistió en que las comunidades energéticas son un mecanismo sostenible, seguro y eficaz de cara a la transición.

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