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

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

Tras este hito, Daniel Camac, presidente de Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 Perú),  revela fuerte interés por parte del sector minero en el uso de hidrógeno verde en entrevista para «Diálogos Mineros», llevada adelante por el Instituto de Ingenieros de Minas del Perú (IIMP), 

“La minería formal en el país tiene un fuerte compromiso con la reducción de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI). El 80% de las compañías mineras que operan en Perú son miembros de H2 Perú y forman parte de estudios y análisis”, explica.

Y agrega: «En esta década es importante tomar acción para reducir las emisiones que tenemos. Y las compañías mineras no solamente quieren quedarse en reducir 30% si no llegar a ser carbono neutral o Net Zero al 2050. La minería va a ser uno de los principales consumidores de hidrógeno para descarbonizar muchos de sus procesos«.

Según el especialista se trata de una industria altamente contaminante ya que utilizan camiones de 100 a 150 toneladas que funcionan con diésel. Por ello, el sector tiene la mira puesta en garantizar un suministro eléctrico “potente y constante”  a través de energías renovables como el hidrógeno verde para poder reducir sus emisiones.

«Si queremos reemplazar el diésel, necesitamos una buena capacidad de generación eléctrica renovable, y Perú tiene una oferta enorme. Su implementación dependerá nuevamente de las regulaciones, los incentivos y las economías, a medida que siga  disminuyendo el precio de las energías renovables», enfatiza

En este sentido, como ya había anticipado Energía Estratégica, Camac considera que la ley de fomento al hidrógeno es un paso trascendental para ayudar a Perú a cumplir con sus objetivos de descarbonización.

“Esta ley nos posiciona muy bien a nivel mundial ya que es la regulación más ambiciosa en hidrógeno verde de Latinoamérica. El hidrógeno puede jugar un papel fundamental porque podría reemplazar al combustible líquido contaminante en el transporte de mineral y en la producción de explosivos. El ecosistema minero va a ser interesante para la incorporación del hidrógeno”, advierte.

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Este año el fenómeno de El Niño afectó con fuerza el nivel de los embalses e hizo inminente la necesidad de diversificar la matriz hacia otras fuentes de energía para hacer frente a la creciente demanda de energía.

Bajo esta premisa, KLIK ENERGY, una empresa de tecnología para el sector energético se ha consolidado como el primer marketplace enfocado en los productos derivados de energía tiene ambiciosos objetivos para este año.

En conversaciones con Energía Estratégica, Esteban Quintana, CEO & Founder de KLIK ENERGY, busca seguir incrementando sus ventas de energía renovable a través de la digitalización e innovación en el mercado eléctrico. 

“El balance del año anterior es excelente, aumentamos 5X en términos de agregación de energía y 3.5X en términos de revenue, lo cual nos posiciona en la cresta de una ola que no para de crecer”, explica.

Y agrega: “Para 2024, esperamos incrementar también 2.5 X en términos de revenue y finalizar el año con cerca de 7 GWh/día, listos para comercializar y aportar a la confiabilidad del sistema eléctrico colombiano”, explica.

Para lograr estas metas, la firma lanzó este año en Colombia “Klik on Zero”, un producto con el que las empresas ahora tendrán la oportunidad de certificar su consumo de energía. 

Además, las firmas participantes podrán ingresar al mercado de bonos de carbono, mientras que los grandes consumidores de energía podrán inscribirse en el programa de Demanda Desconectable Voluntaria (DDV). 

De acuerdo a Quintana, la iniciativa tiene como objetivo impulsar proyectos de energía renovable en el país, disminuir las emisiones de alcance 1 y 2 y contribuir a que Colombia sea parte del compromiso global al reducir la contaminación.

“Al certificar su consumo, las empresas contribuyen a la disminución de emisiones de alcance dos derivadas de actividades secundarias por el consumo de energía convencional y no solo eso, con “Klik on Zero” también podrán compensar sus emisiones de alcance 1 a través de créditos de carbono”, advierte.

Cabe destacar que Klik Energy, al iniciar la crisis por el fenómeno de El Niño, contó con una disponibilidad de 3,5GWh/día para suministrar al país, a través del programa de DDV, lo que representó el consumo diario de 350.000 hogares. 

Además, con su campaña “Cada Klik cuenta para la cuenta” , que ha impactado a más de 1,2 millones de personas, la empresa buscó incentivar las buenas prácticas de consumo energético tanto en los grandes consumidores de energía como en los usuarios en general, reafirmando su compromiso con la confiabilidad del sistema energético colombiano.

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Black and Veatch, empresa con más de un siglo de trayectoria a nivel global, mantiene un sólido compromiso con la sostenibilidad energética en Latinoamérica. Un ejemplo de esto fue su participación activa como partner para la primera edición del Future Energy Summit (FES Mexico). Allí, realizo importantes anuncios que la posicionan como EPC líder en el desarrollo en proyectos de hidrógeno verde.

Romina Esparza Almaraz, Directora de Desarrollo de Negocios para México, Centroamérica y el Caribe de Black and Veatch, explicó la importancia de estos proyectos y el papel de la empresa en la transición energética global. «Tenemos más de 100 años diseñando y construyendo proyectos que ayudan a resolver los problemas críticos de la humanidad», comentó Esparza. «Con eso me refiero a proyectos en el área de generación de energía, transmisión de energía, redes de telecomunicación, tratamiento de aguas, que si tú te das cuenta, todas estas soluciones son parte del esquema que nos están ayudando a la transición energética».

La trayectoria de Black and Veatch en generación de energía es impresionante, con más de 460 GW de proyectos desarrollados en todo el mundo. De estos, más de 49 GW corresponden a proyectos solares y 56 GW a proyectos de energía eólica, destacando la experiencia diversificada de la empresa en el sector de energías renovables. Ahora, con un enfoque renovado en el hidrógeno verde, la compañía está avanzando hacia la construcción de infraestructura esencial para una economía baja en carbono.

«En el tema de hidrógeno verde estamos desarrollando como EPC tres proyectos que en su conjunto van a sumar alrededor de 365 MW de capacidad para la electrólisis», afirmó Esparza. «Es un dato importante porque esa capacidad doblaría la capacidad que actualmente en el mundo existe para electrólisis de hidrógeno verde».

La implementación de estos proyectos no solo representa un hito en términos de capacidad instalada, sino también en términos de innovación y eficiencia en la construcción. «Siempre estamos buscando cómo optimizar de alguna forma los trabajos que hacemos y siempre los equipos de construcción están proponiendo nuevas metodologías, nuevos procesos para poder reducir los tiempos de construcción o mejorar en cuanto a las políticas de seguridad que se necesitan en los proyectos», señaló Esparza. Esta mentalidad de mejora continua y adaptación es esencial para mantener a Black and Veatch a la vanguardia de la industria.

La vasta experiencia acumulada por la empresa a lo largo de un siglo también juega un papel crucial en la ejecución de proyectos complejos y de gran escala. «Estos 100 años de experiencia que tenemos definitivamente son lecciones aprendidas que podemos aplicar en la industria local», destacó Esparza. Esta rica historia de aprendizaje y adaptación permite abordar los desafíos actuales con una perspectiva única y bien informada.

En México, Black and Veatch ha establecido una presencia sólida durante más de 25 años, participando en proyectos emblemáticos como la primera terminal de gas natural en Costa Azul. Este historial de éxito en el país y la región refuerza la capacidad de la empresa para liderar proyectos de gran envergadura y complejidad.

La inversión en hidrógeno verde es una pieza clave en la estrategia global para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y mitigar el cambio climático y México es una plaza estratégica para los desarrollos de esta empresa. La capacidad de electrólisis que Black and Veatch está impulsando no solo contribuirá a la producción de hidrógeno verde, sino que también fomentará la adopción de esta tecnología en diversas industrias, desde el transporte hasta la producción de electricidad y la industria pesada.

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Con el objetivo de alcanzar este año los 6GW de potencia instalada en el país, el gobierno colombiano está aplicando medidas para impulsar el desarrollo de las renovables: ha dado pasos como incentivos fiscales, posibilidad de licenciamiento ambiental para nuevos proyectos, la subasta de Cargo por Confiabilidad e incluso la CREG esta revisando el balance de energía firme para determinar si es necesario realizar nuevas subastas de largo plazo.

Como ya había anticipado Energía Estratégica, en este escenario marcado por la transición hacia fuentes de energía más sostenibles, la industria renovable experimenta un crecimiento acelerado, lo cual genera una creciente demanda de profesionales especializados.

En este marco, el experto del sector Martín Hildebrando Martínez Cadavid, elaboró una base de empleos del sector energético de más de 180 empresas en los sectores Público, Generación, Transmisión, Comercialización y Operadores de red, con sus tipos de contratación y los enlaces para aplicar a las vacantes que estas oferten.

En conversaciones con Energía Estratégica, el especialista destaca: «El objetivo es guiar a los profesionales que no saben por dónde iniciar su búsqueda laboral y con ello fortalecer la comunidad del sector».

Y agrega: «El documento tendrá una versión 2 que incluirá sectores como Oil&Gas, aliados de las principales empresas (contratistas), firmas de productos y servicios y multinacionales que realizan labores en el país. Con esta ampliación se espera recopilar información de más de 500 empresas. El propósito de convertirla en la base de datos de empleabilidad más grande del país en cuanto al sector energético se refiere».

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Fuerte demanda de profesionales en el sector fotovoltaico

Según Martínez Cadavid, dado el marco de la transición energética los proyectos de generación y comercialización de energía han crecido mucho en Colombia.

«Detrás de nuevas empresas de generación ha venido también nuevos comercializadores de red y se han incorporado empresas que no solo instalan los sistemas fotovoltaicos para que el cliente reciba los beneficios energéticos sino que venden la energía un poco más barato que el mercado a través de PPAs. Esa modalidad ha permitido que crezca mucho el sector fotovoltaico a nivel nacional, consolidándose como el que más ha aumentado en demanda de profesionales», afirma.

«La demanda de profesionales competentes en el sector fotovoltaico ha aumentado mucho por la diversificación de comercializadores y la entrada de inversión extranjera al país. Eso ha ocasionado que distintas universidades en el país se enfoquen en proyectos de energías renovables y eficiencia energética mejorando también la capacitación del capital humano«, insiste.

En esas áreas, los requerimientos de perfiles del sector ERNC suelen ser elevados debido al crecimiento continuo de la industria y la necesidad de satisfacer los objetivos de energía sostenible establecidos por el gobierno nacional.

En síntesis, el mercado laboral energético está experimentando un crecimiento significativo en la región, reflejado en un aumento de las oportunidades laborales y la expansión de las empresas. La idea es que los profesionales tengan las herramientas para aprovechar esa ola de posibilidades y seguir fortaleciendo al sector.

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No hay dudas de que Ecuador reconocido por su biodiversidad y patrimonio natural, en regiones como las Islas Galápagos, tiene un enorme potencial para el desarrollo de energías renovables debido a varios factores geográficos y ambientales.

Teniendo en cuenta las oportunidades que presenta la región y en línea con sus objetivos de descarbonización, el Gobierno de Ecuador con la ayuda del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) están trabajando fuerte en acciones que ayuden a diversificar la matriz energética en el país.

Bajo esta premisa, el BID anunció la aprobación de un préstamo de US$500 millones, sumados a US$100 millones de la Facilidad de Corea para el Cofinanciamiento del Desarrollo de la Infraestructura para América Latina y el Caribe, para impulsar la transición energética y la inversión pública y privada en Ecuador.

En este marco, Marcelino Madrigal, especialista del BID, señaló en sus redes sociales que el programa persiguen los siguientes objetivos: «Impulsar la transición energética justa y sostenible que promueva la integración de energía renovable en Ecuador para así lograr la cobertura universal, incluyendo las la transición en islas Galápagos; mejorar la eficiencia energética; fomentar la participación de la mujer en el sector eléctrico y las personas con discapacidad en el sector eléctrico y aumentar la participación del sector privado en el segmento de la generación por medios de procesos competitivos para generación solar y eólica«.

Además, contribuirá a la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y al cumplimiento de los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS).

Según comunicó el BID, la operación es la segunda de una serie del Préstamo Programático en Apoyo de Reformas de Política (PBP), conformada por dos préstamos contractualmente independientes, pero técnicamente vinculados. El préstamo por US$500 millones es a 19,5 años de amortización, con un período de gracia de seis años y una tasa de interés basada en SOFR. Los fondos de la Facilidad de Corea por US$100 millones son a 15 años de plazo, con tres años de gracia y 2,5 por ciento de interés anual.

En tanto a las acciones que se realizarán con esos fondos, la entidad destacó: «Se estima que más de 80.000 viviendas, especialmente en áreas rurales y urbano-marginales, se beneficiarán con el acceso mejorado a servicios eléctricos, incluyendo a las comunidades de las Islas Galápagos y a los usuarios de fincas camaroneras conectados a la red que han sustituido el combustible fósil por energía eléctrica. También habrá nuevas oportunidades de empleo generadas por el sector privado a través de la expansión de las energías renovables y la movilidad eléctrica».

Y agregó: «El programa avanzará con la consolidación del Sistema Interconectado Andino (SINEA), particularmente el desarrollo del sistema de transmisión eléctrica 500kV para el intercambio de energía eléctrica entre Ecuador y Perú. Asimismo, desarrollará e implementará tecnologías innovadoras, como la generación distribuida y la movilidad eléctrica, que no solo fortalecerán la infraestructura energética del país, sino que también impulsarán la adopción de prácticas más sostenibles y eficientes».

El Banco también anunció el lanzamiento de consultas públicas y programas de educación y capacitación para las comunidades locales y mecanismos sólidos de transparencia y rendición de cuentas para garantizar el uso eficiente y efectivo de los fondos asignados.

Estas líneas de financiamiento se suman al ambicioso plan de transición energética que tiene el BID y el gobierno ecuatoriano en Galápagos el cual prevé el desarrollo de 40,7 MW de potencia eólica y solar en las 4 islas.

Estas obras tendrá significarán una reducción en el consumo de diésel. Se espera una disminución de 44% de emisiones para el 2025 y de 72% para el 2030. Además, contempla el desarrollo de almacenamiento para el año 2025 de 58,14 MWh, así como 39,32 MWh propuestos en Santa Cruz- Baltra, San Cristóbal, Isabela y Floreana. 

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En un esfuerzo por asegurar la estabilidad energética del país, Honduras está evaluando diversas estrategias para la incorporación de nuevas fuentes de energía, tanto a corto como a largo plazo.

La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), en conjunto con la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), está analizando opciones que incluyen licitaciones y arrendamientos de corto plazo para cubrir la demanda inmediata, así como licitaciones a largo plazo para asegurar una transición hacia energías más sostenibles.

Wilfredo Flores, comisionado de la CREE, ha subrayado la necesidad de una planificación flexible y adaptable, especialmente en vista de los impactos del cambio climático que ha afectado a la región en los últimos veranos.

«Estamos analizando una diversidad de opciones con la distribuidora ENEE. Por un lado, están los términos de referencia y pliegos de licitación de 1500 megavatios de largo plazo, para el 2026, 2027 y 2028. Sin embargo, en vista de los impactos del cambio climático en la región, en relación a la incertidumbre que se ha mostrado en los últimos dos veranos, también estamos evaluando la posibilidad de que se realicen licitaciones de corto plazo con la finalidad de que entren tecnologías específicas, ya sean renovables o no renovables en la red, de una manera de corto plazo y no esperar esas inversiones dentro de cuatro o cinco años», explicó Flores.

Nuevos arrendamientos y licitaciones   

La experiencia adquirida por ENEE en arrendamientos recientes habría abierto la posibilidad de continuar con esta práctica en el corto plazo. Y según expresó el comisionado en conversación con Energía Estratégica, también contemplarán licitaciones de corto plazo.

Estas propuestas a corto plazo, que podrían ser implementadas en un plazo de dos años, permitirían una rápida incorporación de tecnologías específicas para satisfacer la demanda energética. Entre ellas, el referente de la CREE, indicó que prioritariamente se verían centrales de base, como búnker y diésel en este horizonte inmediato.

En cuanto a las opciones a largo plazo, Flores destacó la importancia del gas natural como un combustible de transición. Este energético ya se está utilizando de manera eficiente en países vecinos como en El Salvador, en Nicaragua y Panamá, lo que motiva su incorporación en el mercado hondureño. Pero aquello no sería todo.

Para la licitación de largo plazo que se estima en el orden de 1500 megavatios, se está considerando la expansión de tecnologías renovables con almacenamiento de energía.

“Definitivamente, andamos buscando que sean eólicos o solares con baterías», afirmó el comisionado, mientras citó que en el país ya cuenta con ejemplos exitosos de estas tecnologías en la isla de Roatán y Brus Laguna en Gracias a Dios, donde las instalaciones de energía solar fotovoltaica con baterías han demostrado ser efectivas.

Desafíos del mercado eléctrico regional

Wilfredo Flores, comisionado de la CREE, también abordó en conversación con este medio de noticias que los desafíos que enfrenta Honduras en el mercado eléctrico regional, particularmente en épocas de alta demanda los llevan a “reorientar las políticas energéticas” y enfocarse en una planificación que priorice el crecimiento del mercado local.

«El mercado eléctrico regional no nos está funcionando porque en los últimos dos veranos tanto El Salvador, Guatemala y Panamá cerraron las puertas. Nos dejaron solos a Honduras”, cuestionó.

Y explicó: “Honduras es el único país que tiene tres interconexiones regionales y la regulación regional lo que hace pues es que cada país primero hace su despacho nacional (cubre la demanda nacional) y como es un mercado de excedentes, lo que excede se puede inyectar al mercado regional. Sin embargo, de nuevo, por el cambio climático, por ejemplo  El Salvador puso límites a  su transferencias hacia el mercado regional durante el verano pasado y el antepasado con la finalidad, según la información que se maneja a nivel regional, de cuidar los embalses. Lo mismo hicieron Panamá y Guatemala, solo que por otras condiciones relacionadas con Cambio Climático y Declaración de Emergencia, respectivamente ”.

En respuesta a estas restricciones, Honduras está priorizando la búsqueda de soluciones internas a través de arrendamientos, licitaciones de corto plazo y largo plazo en el mercado nacional. La combinación de estas medidas tendría como objetivo, no solo garantizar la estabilidad del suministro eléctrico, sino también avanzar hacia una matriz energética más sostenible y resiliente frente a los desafíos del cambio climático.

Con estos planes, Honduras espera enviar señales claras a los inversionistas y asegurar que la potencia y energía necesarias estén disponibles en el futuro inmediato y a largo plazo, siguiendo una estrategia que equilibre la necesidad de soluciones rápidas con una visión sostenible a largo plazo.

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La Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay recibió el interés de once empresas en la licitación para el diseño, ingeniería, suministros, construcción, montaje, configuración, ensayos y puesta en marcha del parque fotovoltaico Punta del Tigre. 

Berkes, CTTECH, DTW, Ebital, Impacto Construcciones, Ingener, MGI, PowerChina, Prodiel, Teyma y Ventus son las firmas que compiten para llevar adelante la central que se instalará en la localidad de Cerámicas del Sur (departamento de San José). 

Dicho proyecto deberá contar con una potencia instalada en inversores de, al menos, 25 MW en corriente alterna a 25°C, y paneles de al menos 27.5 MWp de capacidad STC; en tanto que tanto que la distancia mínima entre bandejas en dirección este-oeste no podrá ser menor a 6 metros entre ejes.

Una de las particularidades de las ofertas presentadas es que siete corresponden a empresas uruguayas (Berkes, Ebital, Impacto Construcciones, Ingener, MGI, Teyma y Ventus), mientras que las otras cuatro compañías interesadas se reparten en dos provenientes de España (CTTECH y Prodiel) y las dos restantes de China (DTW y PowerChina). 

Es decir que la licitación del proyecto fotovoltaico Punta del Tigre atrajo tanto el interés local como internacional, sumándose así a las “grandes y buenas expectativas” que manifestaron desde UTE previo a la apertura de sobres, dadas las instancias de visitas que se hicieron al lugar como de consultas que llegaron formalmente. 

¿Cómo sigue el proceso? 

La Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas de Uruguay podrá disponer la adjudicación de la contratación, el rechazo de la totalidad de las ofertas presentadas o declarar desierta esta contratación sin que por ello incurra en responsabilidad alguna respecto del oferente u oferentes afectados por esta decisión, sin tener la obligación de comunicar los motivos de ella.

Pero en caso que UTE decida adjudicar la presente contratación, la adjudicación se realizará por el total de la oferta. A partir de la designación (si correspondiera), la empresa ganadora tendrá un plazo máximo de 548 días corridos (cerca de un año y seis meses) para la finalización de la obra y las instalaciones deberán estar diseñadas para una vida útil de 30 años.

Además, el proyecto deberá contar con un porcentaje obligatorio de componente nacional, tanto en cuanto recursos humanos como bienes de capital: el 80% del total de las horas dedicadas por todo el personal que participe del proyecto y de la obra, corresponderá a ciudadanos uruguayos o personas extranjeras que hagan sus aportes en institutos de seguridad social nacionales. 

Mientras que el 50% de las horas dedicadas por todo el personal que participe del proyecto y de la obra (sin considerar administrativos y servicio de limpieza) deberá corresponder a personal de sexo femenino y/o personas menores de 24 años o mayores de 50 años a la fecha de su ingreso en funciones. 

Por otro lado, desde la propia UTE confirmaron que analizará los resultados de la actual convocatoria para terminar de pulir el nuevo pliego licitatoria del parque fotovoltaico en Cerro Largo (también llave en mano), considerando que la entidad tiene previsto que, a partir de 2026, debe incorporar módulos de 100 MW de energía solar por año para afrontar la demanda, acompañando el crecimiento de la instalación de generación de UTE hasta el año 2047. 

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La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) sigue trabajando para garantizar un suministro de energía confiable para los colombianos. Por ello, en la actualidad adelanta el análisis del balance de Oferta de Energía Firme y de la Demanda para el periodo 2025-2029.

A partir de este estudio, se busca asegurar la confiabilidad en el suministro de energía eléctrica en el corto y mediano plazo. También se determina si hay necesidad de convocar a nuevas subastas de reconfiguración o expansión, dependiendo de lo que se requiera y de acuerdo con la regulación vigente.

“Estos análisis de la Comisión se realizan con el propósito de hacer un seguimiento oportuno a la confiabilidad de nuestro sistema eléctrico”, recalcó Antonio Jiménez Rivera, Director Ejecutivo de la CREG.

El estudio se adelanta luego de la realización de la subasta de expansión del Cargo por Confiabilidad, convocada mediante la Resolución CREG 101 034A de 2022 y desarrollada el pasado 15 de febrero1 .

De este modo, la CREG avanza en los análisis del balance de energía considerando los impactos de la entrada en vigencia del nuevo modelo para la determinación de la energía firme de plantas solares2 y el cambio del factor de ajuste cuando no se declara información en sitio.

Por otro lado, la Comisión adelanta el seguimiento de la evolución de la demanda de energía en el sistema frente a las proyecciones elaboradas en enero por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), mientras se informan las nuevas proyecciones en los primeros días del mes de agosto de acuerdo con lo manifestado por parte de la Unidad a esta Comisión.

En el análisis que se está llevando a cabo, también se tiene en cuenta la información de capacidad de transporte asignada por la Unidad a los proyectos de generación con corte a 30 de noviembre de 2023.

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“La estructuración del ecosistema para el hidrógeno es algo que estaremos viendo los próximos años, pero existen esfuerzos que se van conjuntando para lograrlo”, confió Guillermo Gómez, CEO de Consultoría Sustentable G2H. 

De acuerdo con el consultor, asociaciones como la Sociedad Mexicana del Hidrógeno (SMH) que se encuentra motivando el desarrollo de tecnología nacional, actores como la cooperativa alemana GIZ que proporciona la visión y experiencia internacional , así como la participación de los gobiernos subnacionales como Chihuahua, Tamaulipas, Puebla, Campeche y Veracruz están resultando claves para ir estableciendo las bases.

Por el lado de la demanda, por la creciente necesidad de transitar a energías limpias industrias como la metalúrgica/acerera, vidrio y cemento, transporte, refinación y petroquímica ya estarían evaluando su incorporación. Pero hablar hoy de off-takers con un requerimiento específico mensual de hidrógeno o sus derivados en el mercado mexicano es aventurado. 

Recién una vez definido todos los eslabones de la cadena de suministro, al menos en una primera etapa, Guillermo Gómez consideró que se podrá visualizar con una mayor claridad los requerimientos necesarios para poder garantizar principalmente el suministro de hidrógeno.

Por lo pronto, según se confirmó en la pasada edición de The World Hydrogen Energy Conference, las principales las empresas que se perfilan del lado de la oferta, porque ya están desarrollando proyectos para empezar a detonar el sector del Hidrógeno en México, son aquellas dedicadas a los gases comprimidos y críticos como son Cryoinfra y Linde; las cuales, además de líderes en la industria nacional, cuentan con gran experiencia en el desarrollo de proyectos de Hidrógeno en el mundo. 

De allí que, algo importante a considerar desde la perspectiva del CEO de Consultoría Sustentable G2H será la oportunidad que tiene México para planificar una transición del propio hidrógeno, pasando de gris/azul a verde, ya que, de acuerdo al especialista “la madurez del sector puede verse beneficiada, si se comienza por la adopción en primera instancia de una demanda constante y desarrollo de infraestructura sólida” como aquella de la industria del gas natural.

Esto mismo, podría ayudar a definir los tipos de contratos que pueden manejarse para el sector del hidrógeno, entre los cuales Guillermo Gómez enumeró algunos de los ya conocidos y sumó esquemas que han funcionado en otros países, por ejemplo:

Contratos de Compra de Energía (PPA)
Contratos de Precio Fijo
Contratos de Diferencia (CfD)
Financiamiento Público
Acuerdos de Consorcio
Contratos de Suministro a Largo Plazo
Mecanismos de Subasta.   

Rango de precios para el hidrógeno    

Pesé a que el sector del hidrógeno se encuentra en desarrollo en México, aún faltan varios elementos para poder contar con un ecosistema sólido por lo que establecer una postura definitiva al hablar de costos aún sigue siendo aventurado.

Actualmente, los valores que se consideran a nivel internacional refieren principalmente a pronósticos con base en el tipo de fuente de donde se obtendría la producción de este. Al respecto, Guillermo Gómez, CEO de Consultoría Sustentable G2H, ejemplificó qué rango de precios empiezan a transparentarse en el caso del hidrógeno gris e hidrógeno verde:

“El costo del millón de BTU (MMBTU) del hidrógeno gris puede variar significativamente dependiendo de varios factores, como el costo de la materia prima que es el gas natural, los costos de producción, que para este caso es el proceso de reformado con vapor de agua y la ubicación geográfica del proyecto. Según datos históricos a nivel mundial y estimaciones recientes, el costo del hidrógeno gris puede oscilar entre $1 USD y $2USD por kilogramo, lo que equivale aproximadamente a $8.50 USD a $17 USD por millón de BTU”.

“Por otro lado, el costo del millón de BTU (MMBTU) del hidrógeno verde es generalmente más alto que el del hidrógeno gris debido a los costos asociados con la producción a través de la electrólisis del agua utilizando energía renovable. Los costos pueden variar significativamente dependiendo del costo de la electricidad renovable, la eficiencia del proceso de electrólisis y otros factores operacionales. En términos generales, el costo de producción del hidrógeno verde puede oscilar entre $3 USD y $7 USD por kilogramo”. 

Ahora bien, esos valores contemplan un escenario “business as usual”. Por lo que, si se consideran mejoras a las condiciones actuales de la industria y los mercados, la evolución del precio podría ir hacia la baja en esta misma década. 

Según varios estudios y análisis, incluidos informes de la Agencia Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en inglés) y otras instituciones de investigación energética, se espera que el costo del hidrógeno verde pueda disminuir a un rango de aproximadamente $1.50 USD a $3USD por kilogramo para 2030.

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Por la demanda energética que atraviesa el país y sus alta fuente de recursos naturales, Colombia emerge como una región estratégica para que importantes actores a nivel nacional e internacional inviertan en el desarrollo de proyectos de energías renovables.

En este marco, Procolombia, la organización gubernamental encargada de promover el turismo, la inversión extranjera en Colombia, las exportaciones no minero energéticas, revela acciones fundamentales para lograr el feliz término de proyectos de energías no convencionales en el país.

“Compartimos el ABC para proyectos de energía renovables, donde encontrarán el paso a paso legal para su desarrollo en el país. Esperamos que esta información sea de mucha utilidad para inversionistas extranjeros e instalados para futuras reinversiones”, explica el abogado German Andrés Ducón Cote, en representación de la Gerencia Legal de Procolombia.

En este sentido, el experto señaló que repararse para invertir es necesaria una apropiada estructuración del proyecto a través de los siguientes pasos: 

Asesorarse del territorio según la fuente de energía renovable que se quiere desarrollar.  Para ello, es importante investigar la situación legal de la tierra, teniendo en cuenta que en Colombia el proceso de consultas previas es uno de los principales desafíos que deben superar los actores públicos y privados a la hora de montar proyectos renovables, sobre todo, en zonas estratégicas como La Guajira, donde habitan comunidades indígenas.
Evaluar las ventajas del país en cuanto a la integración comercial, estabilidad y acuerdos. Se recomienda evitar la doble tributación, al investigar los mecanismos de protección e incentivos a la inversión extranjera directa  (IED) y reducir riesgos en la toma de decisiones con la asesoría de expertos locales. También conviene revisar posibles proveedores de bienes o servicios, mano de obra, consumidores, teniendo en cuenta la cercanía de mercados claves.
Conocer el marco normativo. Procolombia sugiere asesorarse sobre las políticas y principales regulaciones en su actividad (generación, transmisión, distribución o comercialización) tales como las Leyes 142 de 1994; 1715 de 2014 y 2099 de 2021.

Validar las licencias, permisos, certificaciones o procesos de consulta previa necesarios para el proyecto, al igual que los requisitos necesarios para iniciar operación.
Validar que la propiedad intelectual de sus intangibles esté cubierta en Colombia y decidir si se desea mantenerlos en la sociedad en el extranjero o en la subsidiaria colombiana por construir.
Definir la financiación del proyecto. Para ello se recomienda verificar posibilidades de créditos locales.

Luego de estructurar el proyecto renovable, Ducón Cote sugiere tomar en consideración las siguientes recomendaciones a la hora de iniciar la inversión:

Definir y constituir el vehículo corporativo o inscribirlo en la cámara de comercio de la ciudad seleccionada.
Obtener el registro único tributario para quedar habilitado ante la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales (DIAN)
Abrir una cuenta bancaria.
Recibir el capital desde el exterior (capitalización o deuda), registrarlo y negociar el cambio de las divisas en el banco
Contratar personal y vincularlo a la seguridad social. En caso de que haya trabajadores extranjeros, se requiere regularizar su situación migratoria al registrarlos en el SIRE, RUTEC y las entidades de seguridad social.
Si va a aplicar los incentivos de la Ley 1715 tenga en cuenta todas las inversiones que deba realizar al momento de estructurar el proyecto. Particularmente: estudio de títulos en adquisición de tierras; licencias de construcción; licencias ambientales ANLA o CAR; Procedencia de Consulta Previa y desarrollo del proceso DANCP; Certificación del proyecto UPME.
Ubicar y adquirir los bienes de capital e insumos necesarios para su operación. En este sentido, solo importe cuando haya lugar a ello.
Gestionar la protección de los intangibles en cabeza de la subsidiaria colombiana.
Asegurar la obtención del punto de conexión para poder poner en marcha el negocio en Colombia
Celebrar los contratos pertinentes con un asesor experto que garantice la legalidad de la operación.

Una vez iniciada la inversión, Procolombia recomienda las siguientes acciones para la continuidad de sus operaciones en el país sin barreras:

Cumplir las obligaciones corporativas, renovaciones y deberes anuales, tales como la renovación de la matrícula mercantil, reportes de información, pago de impuestos, actualizaciones de registros públicos, entre otros.
Mantener al día cualquier tipo de permiso o registro que el negocio requiera.
Evaluar constantemente los resultados de su inversión inicial.
Expandir sus operaciones a través de nuevas líneas de negocios, sedes y acceso a nuevos mercados desde Colombia.

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Por la demanda energética que atraviesa el país, Perú emerge como una región estratégica para que importantes actores a nivel nacional e internacional inviertan en el desarrollo de proyectos de energías renovables. 

No obstante, para lograr una mayor electrificación del sistema, el país no está exento de retos ambiciosos en la infraestructura para poder trasladar toda esa energía.

Durante el evento, PerúEnergía 2024, Javier Muro, gerente general de Distriluz, grupo de empresas de participación mayoritariamente estatal dedicada a la comercialización y distribución de la energía eléctrica, habló sobre estas metas durante su ponencia titulada “Impacto económico de la seguridad de suministro en los sistemas de distribución eléctrica del país”(ver transmisión).

“Para lograr una adecuada expansión y confiabilidad en la cadena de suministro debemos enfrentar varios desafíos en Perú, sobre todo en la subtransmisión y en la distribución. Nuestro esquema normativo es muy limitado. Es muy escasa la fórmula regulatoria con los cuales se le exige las condiciones de inversiones del distribuidor”, explicó.

Según el experto, resulta una barrera que el valor agregado de distribución por el cual se remuneran las redes de distribuidor consideren demandas del año anterior a la regulación y no demandas futuras. Tampoco se consideran las instalaciones de crecimiento, solo lo que en ese momento lleva instalado la empresa y es optimizada con un sistema green field.

Además, Muro explica que el valor de la energía no suministrada (VENS), es decir, el costo de la pérdida de la actividad socioeconómica que ocurre cuando no se proporciona electricidad a los consumidores, “no es recogido ni por la planificación ni por la regulación normalmente en los sistemas”.

Este valor resulta fundamental para medir los beneficios marginales de mejorar el nivel de seguridad del suministro eléctrico.

En este sentido, el especialista destaca los principales desafíos para expandir la distribución y garantizar la confiabilidad: 

Elaboración de un estudio de determinación del VENS para el país. Esto es necesario para que se pueda consultar esta información de forma oficial garantizando cálculos más predictivos. 
El desarrollo de planificación de la expansión y los niveles de confiabilidad basadas en minimizar los costos de inversión y de VENS.
Adaptar las políticas y decisiones regulatorias bajo este nuevo enfoque. 
Que las empresas prioricen sus inversiones considerando la rentabilidad privada y su impacto en la seguridad de suministro.
 Que los usuarios tengan la posibilidad de tomar mejores decisiones conociendo el costo de la seguridad de suministro.

En este sentido, Muro hizo hincapié en la necesidad de abordar estos retos ya que la confiabilidad energética tiene un impacto directo en la economía peruana: si falla se elevan los costos de energía y lo cual afecta a todos los usuarios. En otras palabras, señaló que un país no puede crecer económicamente sin energía. 

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Hasta el 04 de agosto se amplió el plazo para que las organizaciones sin fines de lucro de la Región de Atacama postulen a la séptima versión del Fondo de Acceso a la Energía (FAE), destinado a fomentar iniciativas de energías renovables a pequeña escala, así lo anunció la seremi de la cartera en la región, Yenny Valenzuela Araya.

El objetivo del concurso es beneficiar a las instituciones con rol público con la implementación de soluciones que les permitan acceso y mejoramiento de su suministro energético a través del financiamiento de proyectos a pequeña escala con energías renovables.

La seremi de Energía, Yenny Valenzuela Araya, destacó: “Para Gobierno del Presidente Gabriel Boric es prioritario llegar con energía segura y estable a todos los rincones de Chile. Por ello, este fondo está diseñado para beneficiar a organizaciones en zonas rurales, aisladas y/o vulnerables, mejorando la calidad de vida de las personas y fomentando el desarrollo social de las comunidades. Se puede postular a dos tipos de soluciones, una de ellas es la energización fotovoltaica y, la otra, son los colectores solares térmicos para agua caliente sanitaria. De esta manera, estamos promoviendo el acceso a la energía a través del impulso de fuentes renovables”.

Entre las organizaciones elegibles para postular están: las comunidades y asociaciones indígenas reguladas por la Ley N°19.253; Organizaciones comunitarias, constituidas bajo la Ley N°19.418, tales como las juntas de vecinos y los centros de padres y apoderados; Personas jurídicas sin fines de lucro, registradas en el catastro de organizaciones de interés público según la Ley N°20.500 sobre asociaciones y participación ciudadana en la gestión pública, tales como fundaciones, corporaciones, ONG, asociaciones, entre otras; y Cuerpos de Bomberos, constituidos según la Ley N°20.564.

Además, es importantes destacar que el FAE 2024, como en su versión anterior, bonificará adicionalmente a grupos vulnerables: Comunidades o asociaciones indígenas, niñas, niños y adolescentes, adultos mayores, mujeres y personas con discapacidad.

En su séptima versión, el FAE financiará la generación fotovoltaica con o sin almacenamiento en baterías de hasta 10 kW de potencia y sistemas solares térmicos para el calentamiento de agua de hasta 1.500 litros.

Las postulaciones se pueden realizar a través de la página www.energia.gob.cl/fae.

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El Ministerio de Minas y Energía (MME) inauguró el Primer Municipio Energético de Colombia, mediante la entrega de la central de generación híbrida que llevará energía 24/7 a Cumaribo, Vichada y beneficiará a más de 1350 familias.

Se trata de la central más grande que ha desarrollado el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas, IPSE, entidad adscrita al Ministerio, en las Zonas No Interconectadas de Colombia.

Con una inversión de $20.484.646.035, el proyecto energético se compone de un campo solar de 1,4 MW con un total de 3094 paneles solares de 460Wp cada uno; banco de baterías de litio de 1408 kWh, conformado por 160 baterías de 87,6 VDC cada una; también, 3 plantas diésel de respaldo.

Durante el lanzamiento oficial, el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho, señaló: «No hay nada que agradecer a un Gobierno que hace lo que tiene que hacer. Esto que estamos entregando no es ningún favor, es el derecho del municipio y de la comunidad de Cumaribo. Estamos intentando reparar las décadas de abandono del Estado hacia estos municipios. Este gobierno está trayendo las inversiones a los lugares que se necesitan».

Y agregó: «Cumaribo le ha dado mucho a este país: 96% de su compromiso de sustitución de cultivos par transformar el territorio. Estos proyectos de energía eléctrica y las inversiones públicas representan la paz. Son un claro ejemplo de los esfuerzos que se están haciendo por avanzar en la a transición energética justa». 

Según el funcionario, con una inversión superior a 20 mil millones, 160 baterías, más de 3 mil paneles y  24 horas de energía, estos municipios se convierten en desarrollo, derechos y oportunidades. 

Además, Camacho reveló que han cerrado una línea de crédito con la banca pública para construir 240 municipios energéticos como este. El objetivo es que este financiamiento del Estado permita el desarrollo de más proyectos de este estilo en el país.

Por su parte, Danny Ramírez, director del IPSE, señaló : “Hoy, en Cumaribo, no solo estamos trayendo energía 24/7, estamos entregando esperanzas, sueños y desarrollo. Este primer municipio energético sostenible es un impulso que las familias necesitaban para transformar sus vidas y sus tierras».

«Gracias a esta nueva fuente de energía continua, estamos viendo cómo se potencian los proyectos productivos locales, permitiendo que los ciudadanos trabajen de manera más eficiente y sostenible. Este avance no solo mejora la calidad de vida de las personas, también fortalece la economía de la región, promoviendo un desarrollo inclusivo y equitativo”, añadió.

Cabe destacar que en Cumaribo, también, se está implementando la Escuela de Formación para la Transición Energética Justa, una apuesta pedagógica del Ministerio de Minas y Energía y el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas, cuyo propósito es transmitir y construir conocimientos indispensables que forjen capacidades para la constitución, puesta en marcha, apropiación y cuidado de las Comunidades Energéticas en las Zonas No Interconectadas.

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Future Energy Summit (FES) vuelve a Chile por tercer año consecutivo con un nuevo mega evento que congregará a más de 400 CEOs, referentes de compañías líderes, autoridades de gobierno, inversionistas, desarrolladores de proyectos, tecnólogos, EPCistas, generadoras y gremios del sector energético de Latinoamérica.

La cumbre FES Chile se realizará los días 27 y 28 de noviembre en el Hotel Intercontinental de Santiago (Av. Vitacura 2885, Las Condes), y cuenta con entradas Early Bird ya a la venta (hasta el 2 de septiembre) para las dos jornadas que tendrán espacios dedicados al networking, entrevistas exclusivas, encuentros cara a cara y debates cruciales respecto al estado de las renovables y la transición energética. 

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Tal es que así que la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 Perú), la Agencia Polux Comunicaciones, Atlas Renewable Energy e Ibereólica se sumarán a FES Chile y debatirán sobre el avance de la tecnología solar, la energía eólica, el hidrógeno verde y las tendencias en la región. 

H2 Perú es una asociación sin fines de lucro fundada a fines del 2020, que genera espacios de interacción para intercambiar visiones, experiencias, y necesidades para identificar oportunidades; a tal punto que en 2022 presentaron una propuesta de hoja de ruta de hidrógeno verde de dicho país, donde proyectaron más de 12 GW de potencia de electrolizadores y un costo de producción cercano a USD 1 kg H2V al 2050.

H2 Perú tendrá representación en la cumbre de Future Energy Summit a través de su presidente, Daniel Camac, quién recientemente apuntó que “la ley del fomento al H2V en Perú es la más ambiciosa de Latinoamérica” y quien formará parte del panel de debate “Visión de los grandes Inversionistas del sector energético del Cono Sur”. 

Dicho panel estará moderado por Fernanda Varela, directora ejecutiva de la Agencia Polux Comunicaciones, quien tiempo atrás fue identificada, por Low Carbon Business Action, de la Unión Europea, como una de las mujeres líderes están liderando el cambio mediante iniciativas sustentables. 

La Agencia Polux Comunicaciones es la primera y única agencia en Chile especializada en energías limpias, sustentabilidad y equidad de género, y engloba a grandes entidades del sector como por ejemplo ACERA, Atlas, Colbun, H2 Chile y AFRY, entre otras. 

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Justamente Atlas Renewable Energy, empresa internacional dedicada al desarrollo, construcción y operación de proyectos de energía renovable, formará parte del mega evento FES Chile, en su caso durante el panel “Tendencias para el desarrollo de proyectos solares exitosos en el Cono Sur”. 

Susana Morales, gerenta de adquisición de proyectos y nuevos negocios de Atlas, estará en nombre de la productora independiente que meses atrás vaticinó que prepara un pipeline de aproximadamente 3000 MW para liderar el mercado renovable chileno y que en marzo del 2024 firmó un acuerdo de BESS stand-alone en Chile por 800 MWh de capacidad de almacenamiento. 

Y cabe recordar que Chile posee 17093 MW de capacidad en energías renovables no convencionales (ERNC) que representan cerca del 46,6% de la matriz del Sistema Eléctrico Nacional, de Aysén, de Magallanes y de la Isla de Pascua. 

Dentro de las ERNC la tecnología solar fotovoltaica es la de mayor participación gracias a 10566 MW operativos y en pruebas, seguido por la energía eólica que suma 4981 MW de potencia y que también tendrá lugar durante la cumbre FES Chile. 

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Ibereólica, firma española fundada en 1996 con alrededor de 11 GW instalados y en desarrollo entre proyectos hidroeléctricos, eólicos, solares y de nuevas tecnologías en diferentes fases de avance en España, Chile, Perú y Brasil, se hará presente en el evento de Future Energy Summit a través de su CEO para Latinoamérica, Guillermo Dunlop. 

El especialista aportará aportará las perspectivas para la evolución de la energía eólica en el Cono Sur, considerando que la firma posee casi 780 MW de esta tecnología en Chile entre los parques Atacama (165,3 MW) y Cabo Leones I (175,5 MW), II (245 MW) y III (192,5 MW); además que la compañía, que espera poder alcanzar los 6.000 MW operativos hacia el 2029. 

Por otra parte evento llegará al cierre de un 2024 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

Por lo que FES Chile nuevamente será un espacio para promover el diálogo y explorar sinergias entre las principales empresas y personas protagonistas del sector renovable del Cono Sur. 

Adquiera su entrada para acceder a la cumbre en Chile en el Hotel Intercontinental de Santiago a través de este link. ¡No deje pasar la oportunidad!

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Risen, tuvo una participación destacada en la primera edición del evento Future Energy Summit Mexico (FES Mexico). Allí, Vanderleia Ferraz, gerente de producto para Latinoamérica de Risen, brindó una entrevista exclusiva en la que se refirió a la dinámica del mercado mexicano y su presencia creciente.

«Nosotros vemos que en el mercado de México está creciendo mucho la demanda, principalmente para el área de GD», observó Ferraz. 

Con una trayectoria de 10 años activos en México a través de socios y aliados locales, este fabricante líder de la industria fotovoltaica fue posicionando lo último de la tecnología de módulos, entre la que sobresale la heterounión o HJT con gran atractivo por prestaciones diferenciales alcanzadas gracias al impulso de Risen.

«Trajimos la tecnología HJT, que es un nuevo tipo de tecnología de módulos tipo-n. Incluso ya tenemos algunos proyectos con esta tecnología aquí en México», expresó Vanderleia Ferraz. 

Si bien la tecnología de heterounión, o HJT, basada en la celda dopada de tipo N, surgió en la década de 1970, Risen ha invertido recursos en I+D para dar un salto de calidad en la fabricación de esta tecnología.

Como principales características de esta tecnología,  Ferraz se refirió a las altas eficiencias que alcanza por un lado, y a las menores perdidas y un menor coeficiente de degradación por otro lado, a lo largo de los 30 años de garantía de performance.

A medida que Risen ha desarrollado los módulos Hyper-ion HJT durante los últimos años, se incluyeron una serie de características a los módulos Hyper-ion HJT Risen, como la tecnología de interconexión a baja temperatura, exclusiva y patentada de Risen, denominada Hyperlink.

La empresa también es la primera en utilizar 0 (cero) barras colectoras en sus células Hyper-ion HJT y produce células HJT ultrafinas, que alcanzan los 90μm de grosor en la producción en serie. También, para garantizar la confiabilidad de los módulos, Risen desarolló un material de encapsulamiento especial para los módulos Hyper-ion HJT, ya que se trata de un factor muy importante para garantizar la calidad de los módulos.

De esa manera, señaló que «el cliente que invierte en este tipo de tecnología va a tener mayor generación por cada kilowatt que tiene instalado en su planta, con eso el coste de la energía es más barato y el retorno financiero es mayor».

Este producto empezaría a ganar mercado en México, de acuerdo a lo indicado por la referente de Risen, con una gran receptividad de una demanda que va en alza. Tal es así que el fabricante ya tiene disponible para este mercado módulos de 715 W con un 23% de eficiencia.

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La UPME anunció este miércoles, en el marco de su trigésimo aniversario, un paquete de 7 obras urgentes, tanto a nivel del Sistema de Transmisión Nacional como del Sistema de Transmisión Regional.

Estas obras se llevarán a cabo en nodos geográficos previamente identificados como críticos por parte del operador del mercado, XM.

Este primer paquete de obras hace parte de la Misión Transmisión, un plan ambicioso impulsado por la UPME, el cual tendrá lugar y entregas durante todo el año. Este primer paquete incluye tres grandes bloques geográficos: Caribe, Chocó y Norte de Santander, regiones que enfrentan problemas persistentes por agotamiento de red. Estas áreas requieren de manera urgente una solución sostenible a mediano plazo.

A nivel de marco legal y jurídico, las obras serán adjudicadas mediante convocatoria pública por medio de un mecanismo de trámite express, que permitirá a la UPME reducir los tiempos administrativos para las convocatorias de obras urgentes. Por otro lado, también incluirá un mecanismo de aprobación en el marco de los planes de expansión de los operadores de red.

El paquete de 7 obras, proyectado para un horizonte de tiempo de 4 a 7 años, permitirá brindar soluciones a problemas recurrentes por restricciones de red y garantizará soluciones estructurales para minimizar el riesgo de demanda no atendida.

De las 7 obras, 3 se efectuarán mecanismo de obras urgentes, reglamentado a través de la Resolución CREG 093 de 2014 y las restantes serán anexadas al último Plan de Expansión de Transmisión de la UPME 2022- 2036.

Bloque Caribe

En la Costa Caribe, se plantean 2 obras a nivel del STR para fortalecer y robustecer la infraestructura eléctrica de la región. La primera consiste en la instalación de compensadores síncronos en los departamentos de La Guajira, Cesar y Magdalena, los cuales representan un hito importante en el sector eléctrico colombiano al ser éstos los primeros equipos de este tipo que se instalarán en el Sistema Interconectado Nacional.

Una segunda obra incluye la nueva Subestación Magangué y líneas de transmisión asociadas, en el departamento de Bolívar, lo que permitirá ampliar la capacidad para abastecer de manera adecuada la demanda.

Bloque Chocó

En la región del Chocó resaltan tres obras que incluyen las nuevas subestaciones Quibdó a 220 kV y a 115 kV y un compensador dinámico de 30 MVAr. Esta última se realizará mediante el mecanismo de obras urgentes, mientras que las dos subestaciones se ejecutarán a través del mecanismo convencional.

Bloque Norte de Santander

En el nororiente del país, la UPME anuncia obras a nivel de ampliación de la subestación Tonchalá, en jurisdicción del área metropolitana de Cúcuta, Norte de Santander y compensadores dinámicos en la existente subestación Ínsula 115 kV. Todas estas obras se realizarán a través del mecanismo convencional.

Para consultar el documento con el detalle técnico de las obras puede ingresar a www.upme.gov.co

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Fundación Bariloche ha abierto la inscripción para su 14° Curso Latinoamericano de Regulación de los Sistemas Energéticos, dictado de modo totalmente presencial en Ciudad de Buenos Aires entre el 23 de septiembre y 4 de octubre de 2024. El curso intensivo se desarrolla de lunes a viernes a lo largo de dos semanas, con un esquema teórico- práctico de 6 horas diarias.

Dirigido a profesionales vinculados tanto con la regulación, planificación y gestión de los sistemas eléctricos, como con otras cadenas energéticas impactadas por los recientes cambios, la incorporación de fuentes renovables en particular. La propuesta retoma la extensa experiencia de la FB en la temática, aplicada principalmente a la cadena de la Electricidad.

El abordaje del sector energético como sistema integral, en contraste con típicos módulos autocontenidos con escaso vínculo entre sí, supone un valor agregado poco frecuente en la oferta de capacitación de la región. El enfoque y el cuerpo docente tiene su origen en el emblemático Curso Latinoamericano de Posgrado en Energía y Política Energético Ambiental (1969 – 2001) con continuidad mediante la Especialización y Maestría en Economía y Planificación Energética y Ambiental.

Esta propuesta de capacitación ha reunido a lo largo de trece ediciones a profesionales de toda Latinoamérica y Caribe que buscan una visión compresiva de la evolución de la regulación energética. A partir de la presentación crítica de los conceptos teóricos en los que se basan los principios regulatorios, aplicables a los sistemas energéticos y su relación con la política y la planificación, se abarcan las diversas dimensiones, su interrelación, impactos y posicionamiento de actores relevantes.

Estos elementos requieren un abordaje multidisciplinario, no sólo por la naturaleza de la prestación de los servicios básicos, sino porque los regímenes normativos persiguen múltiples objetivos y los instrumentos implementados pueden entrar en contradicción.

Los contenidos abarcan desde el análisis de los mecanismos regulatorios para mitigación del cambio climático, la naturaleza de las funciones de costos y factores que inciden sobre la eficiencia estructural de las cadenas productivas del sector energético.

Reflexionando sobre la articulación de los principios regulatorios aplicables a los diferentes mercados componentes de las cadenas energéticas: la formación de precios y tarifas, la comparación con los marcos regulatorios instaurados por las reformas en la Región.

En particular los desafíos que plantea la descarbonización, la asequibilidad y la penetración de las tecnologías de aprovechamiento de fuentes renovable en sus diferentes escalas. El Curso propone un foro para la discusión, particularmente enriquecida con las contribuciones de las y los participantes.

Mas información en el siguiente enlace.

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El proyecto de módulos de alta eficiencia de 10GW en la base de Jingshan de DAS Solar en la provincia de Hubei, China, ha comenzado oficialmente la producción a gran escala.

La base abarca aproximadamente 40 hectáreas y está destinada a la construcción de una línea de producción de módulos de alta eficiencia tipo N de 10GW, una línea de producción de células fotovoltaicas de 2GW y instalaciones de apoyo.

Se está construyendo en dos fases, con una inversión total de 2 mil millones de yuanes en la fase I, que cubre 20 hectáreas.

A finales de 2023 se produjeron un total de 3.18GW de módulos fotovoltaicos de alta eficiencia.

Se espera que el valor anual de la producción supere los 10 mil millones de CNY una vez que ambas fases estén completadas y operativas, convirtiéndose en la base de fabricación de módulos fotovoltaicos más grande de China Central.

Yong Liu, presidente de DAS Solar, declaró que la empresa ha establecido bases de fabricación descentralizadas y aprovechado los recursos locales para establecer un negocio a nivel nacional.

Se espera que la implementación exitosa del proyecto de Jingshan facilite el desarrollo económico local y mejore la cadena industrial.

La base ha completado las fases I y II en 20 meses, y una producción anual de módulos de alta eficiencia tipo N de 10GW ha comenzado la producción a gran escala, acelerando aún más el desarrollo de la industria.

Mientras tanto, DAS Solar promoverá la integración de recursos upstream y downstream en la industria fotovoltaica local, creando más oportunidades para su desarrollo sostenible.

La Zona de Desarrollo Económico de Jingshan y DAS Solar firmaron un acuerdo de cooperación estratégica de cadena de suministro durante el evento. Para promover el desarrollo de alta calidad de la industria fotovoltaica, ambas partes adherirán a los principios de beneficio mutuo y desarrollo conjunto, asociándose para establecer una plataforma de cadena de suministro moderna en Jingshan que conecte a nivel global.

En los últimos años, DAS Solar se ha dedicado a la fabricación descentralizada, estableciendo bases de producción en el este, norte, sur, noroeste y suroeste de China.

Gracias a esta estrategia, la producción, entrega y servicios se han localizado para proporcionar a los clientes una experiencia más conveniente y eficiente. La base de Jingshan ha comenzado la producción estable en su fase I con un valor de producción anual de 3.5 mil millones de CNY y un valor de producción promedio de 500 millones de CNY por mes.

La base se ha convertido en la primera en Jingshan con un valor de producción superior a los 3 mil millones de CNY, acelerando la integración de industrias relacionadas y desarrollando el clúster industrial de energías renovables local al fomentar el desarrollo mutuo de industrias upstream como el vidrio y los marcos de aluminio para módulos.

DAS Solar completó recientemente su primer lote de proyectos de demostración fotovoltaica residencial en Jingshan.

En el futuro, la empresa proporcionará productos fotovoltaicos de alta eficiencia y asequibles aprovechando sus recursos, fuerza en I+D e influencia de marca. Además, DAS Solar integrará soluciones integrales y contribuirá a alcanzar los objetivos de cero carbono en la provincia de Hubei, impulsando la mejora de la estructura de consumo de energía.

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Growatt, proveedor líder mundial en soluciones de energía distribuida, especializado en generación, almacenamiento y consumo de energía sostenible, así como en digitalización de la energía, ha anunciado una emocionante expansión de su gama de productos con varios lanzamientos innovadores programados para 2024.

En la búsqueda continua de la excelencia y contribuir a lograr los objetivos fijados por Europa, Growatt amplía su gama de productos en su línea de almacenamiento comercial e industrial con la incorporación de su nuevo inversor híbrido trifásico WIT 29.9-50K XHU junto con las baterías comerciales AXE, las AXE 30-60H-E1.

Con estos nuevos lanzamientos, Growatt avanza a paso agigantados hacia el futuro de la generación energética limpia y del almacenamiento energético comercial e industrial en su lucha contra la descarbonización.

A la familia de soluciones para almacenamiento industrial existente, se une el nuevo inversor híbrido WIT 29.9-50K XHU (AC380V/400V), el cual ofrece cinco opciones de potencia: 29,9kW,30kW,36kW,40kW y 50kW con funcion UPS, lo que garantiza el suministro de energía para las cargas más importantes, incluso en caso de apagón, y mientras brille el sol.

El nuevo WIT 29.9-50K XHU destaca por tener un rango de potencias de 29.9 a 50kW, escalable hasta los 300kW en sistemas on grid y los 150kW en sistemas off-grid gracias a la paralelización de equipos; admite corrientes de entrada por string de 20A compatibles con los módulos de potencias más altas, soporta el 100% de carga desequilibradas y la sobrecarga del 150% en situaciones off-grid durante 10seg, también es compatible con generadores diesel.

El nuevo WIT 29.9-50K XHU es compatible con la nueva batería comercial recientemente lanzada AXE 30-60H-E1, compuesta por células de Ion Litio Ferrofosfato (LFP), las cuales cuentan con un módulo de control y entre 6 a 12 módulos de batería con una capacidad de 5kWh por módulo, lo que nos daría una capacidad de almacenamiento total del sistema de 60kWh por cabina, escalable hasta los 180kWh mediante la conexión de 3 cabinas de baterías por inversor.

Estas soluciones Growatt se presentaron en Intersolar 2024, la Feria Internacional de Energía y Medio Ambiente que se celebró en Munich el pasado junio.

A todo lo anterior hay que sumar el sistema de Gestión Inteligente OSS, el cual está especialmente diseñado para el instalador y el distribuidor, con potentes funciones de O&M y mediante el cual se puede monitorizar y configurar la instalación fotovoltaica así como cada uno de sus componentes.

En conclusión, el lanzamiento de estos nuevos productos es un hito importante en el desarrollo de los sistemas de energías renovables y nos acerca cada vez más a cumplir los objetivos de descarbonización marcados por Europa. La nueva generación de inversores fotovoltaicos y baterías de litio son más eficientes y asequibles que nunca, lo que los hace accesibles a un mayor número de consumidores. Utilizando estos productos para alimentar nuestros hogares y empresas, podemos reducir nuestra huella de carbono y avanzar hacia un futuro energético más sostenible.

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En los próximos meses, ejecutivos de entidades y empresas y funcionarios de toda la región latinoamericana, se reunirán para discutir los desafíos y oportunidades que rodean a las energías no convencionales.

Future Energy Summit (FES), plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables, presenta su cuarta edición en el mercado colombiano. La convocatoria llega a pedido de stakeholders del sector, tras el éxito obtenido en eventos anteriores (ver transmisión), tanto en el país como en otras plazas estratégicas de Iberoamérica.

El megaevento “FES Colombia” que se llevará adelante los días 29 y 30 de octubre de este 2024 en el prestigioso Hotel Marriott Bogotá ( Calle 73 No. 8 – 60, Santa Ana, 110221, Colombia),  ofrecerá un escenario ideal para el debate en su salón de conferencias y brindará espacios exclusivos de networking para que empresarios exploren sinergias y nuevos negocios sostenibles.

ENTRADAS DISPONIBLES

Se espera que más de 500 profesionales asistan a la feria para analizar el futuro de las energías limpias en la región, teniendo en cuenta el creciente interés que existe en Latam por impulsar nuevas inversiones en tecnología eólica, fotovoltaica y el almacenamiento energético en baterías e hidrógeno verde.

Y dentro de la nómina de empresas que acompañarán el evento #FESColombia, Enermart, firma boutique especializada en el mercado de energías no convencionales, encabezará el tercer panel a través de su CEO, Natalia García, con la mirada puesta en analizar Estrategias de inversión, financiación y logística de proyectos renovables en Colombia

Durante el debate moderado por Juan Carlos Badillo, Managing Partner en AtZ Investment, la experta intercambiará posiciones sobre como materializar inversiones sostenibles en el país para aportar a la transición energética.

A su turno, el panel 4 titulado «Innovación constructiva y desarrollo tecnológico como aliados de la competitividad del sector energético en la región Andina» contará la participación de Ximena Castro Leal, Gerente Comercial Colombia de Diprem, Carlos Javier Rodríguez, Country Manager Colombia de Enerfín y Juan Camilo Navarrete, Sales Director Latam de Astronergy.

Con una trayectoria de más de dos décadas en el sector, Diprem ha consolidado su posición como líder en gestión empresarial, al ofrecer servicios integrales que abarcan desde la dirección de obra hasta el reclutamiento especializado. De esta forma, Castro Leal planteará los grandes desafíos que presenta la región tales como la disponibilidad de talento, la formación profesional y la necesidad de reglas claras y políticas de incentivo por parte de los organismos estatales.

Por su parte, Enerfín, filial de energías renovables de Statkraft, revelará su portafolio de proyectos de gran escala en el país y explicará las principales barreras que obstaculizan la entrada de operación de 1 GW de proyectos renovables en período de pruebas.

Asimismo, Navarrete en representación de la compañía fabricante de módulos fotovoltaicos pionera en tecnología N-Type, destacará las innovaciones más eficientes de la industria solar y propondrán cambios regulatorios para facilitar el desarrollo de proyectos fotovoltaicos en el país.

Por todo lo expuesto, FES Colombia nuevamente será un espacio para promover el diálogo y explorar sinergias entre las principales empresas y protagonistas del sector renovable del la región Andina. Adquiera su entrada para acceder a la cumbre a través de este link.

¡No deje pasar la oportunidad de asistir a este mega evento!

La entrada Enermart, Astronergy, Diprem y Enerfín debatirán sobre el mercado renovable en el megaevento FES Colombia se publicó primero en Energía Estratégica.

Durante la campaña electoral Claudia Sheinbaum, presidente electa de los Estados Unidos Mexicanos, dijo públicamente estar a favor de la propuesta de «contrarreforma» a la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) que fue promovida por el presidente Andrés Manuel López Obrador, aquella que no terminó de prosperar tras su evaluación en el Congreso y una serie de amparos.

«La LIE no es inconstitucional, es fundamental que la CFE sea una comisión fuerte. AMLO planteó que el 54% de la energía la genere CFE y el 46% los privados. Es una relación razonable. No puede ser es que se beneficie a los privados en contra de la CFE. Eso es lo que está a discusión en este momento”, explicó Sheinbaum (ver más).

Pero ahí no terminaría el asunto. En el corazón de este replanteamiento del sector, uno de los ejes centrales es -dependiendo la óptima de la que se mire- integrar o desaparecer una serie de organismos autónomos, entre ellos el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) que regresaría a la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

Esta semana, durante un foro técnico del Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos (IEEE), el director general del CENACE, Ricardo Octavio Arturo Mota Palomino, se refirió al cambio de rumbo o no que podrá tomar el organismo descentralizado en el sexenio de Sheinbaum.

«Lo que el Doctor Mota comentó es que el siguiente gobierno deberá plantearse la necesidad de que el suministro eléctrico sea nuevamente un servicio público o no y es ahí donde podría caber la posibilidad de que el CENACE se reintegre a la empresa del Estado», aclararon fuentes del CENACE en exclusiva para Energía Estratégica.

Aquello reavivó la discusión sobre la propuesta de «contrarreforma» a la LIE y de los impactos que podrían recibir otros actores del sector, como generadoras renovables privadas.  Gonzalo Monroy, director general de GMEC, consideró que, dependiendo las medidas que finalmente se implementen durante el nuevo gobierno y si se ratifica que CENACE volverá a la CFE, podría haber severas repercusiones en la competitividad y eficiencia del mercado.

«Gran parte de la forma en que CFE trató de ganar mercado tiempo atrás fue a través del CENACE, haciendo uso de la figura de energía fuera de mérito que, vinculado al concepto de confiabilidad del sistema, fue que permitió meter muchas de sus plantas más ineficientes, plantas que con un estricto despacho económico simplemente no hubieran despachado o vendido su energía. De prosperar justamente la reincorporación del CENACE a la CFE haría que desaparezca como operador independiente del mercado y del sistema, creándose este tipo de conflictos de interés», observó Gonzalo Monroy, advirtiendo que de darse a lugar a la propuesta de contrarreforma eléctrica, podrá haber discrecionalidad y las generadoras renovables privadas perder su prioridad de despacho en el sistema eléctrico.

Al respecto, es preciso recordar que la reforma del 2013 de Peña Nieto estableció que tienen derecho a entrar a la red de transmisión y generar energía eléctrica las privadas de energías renovables en primer lugar, luego otras privadas que generan con gas natural y por último las plantas de la CFE.

«En México en la forma o el criterio con el que se hace la asignación del despacho o la compra de la energía por parte del operador es a través de el costo marginal de corto plazo, palabras más palabras menos, es el costo del combustible. De allí, claro lo más barato es obviamente el sol, es obviamente el viento o en el lugar es que sea apropiado y necesario está la parte de la geotermia, hidroeléctricas o hasta la central nuclear de Laguna Verde. Luego ya entra el corazón del sistema que es la parte de los ciclos combinados de gas natural y al final de la cola están las plantas termoeléctricas de combustóleo y plantas de emergencia de diésel», repasó el consultor.

Y añadió: «Ahora, la idea es que CFE siga siendo el jugador predominante, pero preponderante al despachar primero toda la energía que puedan llegar a producir por sobre el resto, que no enfrente competencia y de lo que sobre el mercado -el famoso 46%-, que se lo discutan los privados».

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El cambio climático ha acelerado el riesgo de afectaciones por eventos extremos como “El Niño”, lo cual hace indispensable una mayor electrificación capacidad de la red, sobre todo, en países latinoamericanos donde la matriz se basa principalmente en la energía hidroeléctrica y esta no resulta suficiente para suministrar energía en periodos de estiaje.

La necesidad de descarbonizar estas economías hacia fuentes renovables llevan consigo desafíos tales como mayores picos de demanda, balances de carga y problemas de curtailment propios de la variabilidad de energías no convencionales.

Para dar respuesta a estos retos, la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT), organización sin fines de lucro creada en 2021 con la mirada puesta en el presente y el futuro del sector, llevó adelante el evento “Calidad de distribución de energía eléctrica: experiencias y buenas prácticas regulatorias».

Allí, Roberto Cajamarca Gómez, director de Gestión del Conocimiento Adelat propuso una serie de medidas que ayudarían a mejorar la calidad del servicio eléctrico de los países latinoamericanos mientras avanzan en la transición energética.

“Si bien América Latina ha hecho avances en los últimos años en calidad de distribución, aún hay oportunidades de mejoras. La mayor electrificación del consumo, el cambio de paradigma en la distribución y los flujos bidireccionales crean necesidades como la inversión en infraestructura para nuevas tecnologías, mayores incentivos regulatorios y condiciones de equilibrio económico y tarifario de sustentabilidad financiera”, explicó.

Y agregó: “La regulación influye mucho en la calidad de la distribución. Se requieren incentivos positivos para las inversiones en infraestructura y una institucionalidad que funcione para hacer válidos estos incentivos. Las características de las redes también influyen en la calidad, la configuración de la red, densidad de usuarios y pérdidas de energía. También, lo hacen los eventos externos como cambios climáticos y las afectaciones por terceros”.

De acuerdo al experto, Colombia, Brasil y Perú son los únicos países de Latam con incentivos por cumplimiento, una buena práctica regulatoria que debería ser incorporada en otros países.

A su vez, calificó como positiva la publicación anual de estos países de mecanismos de transparencia y de publicidad de sus indicadores de calidad para la consulta pública. Incluso en algunos casos, existe un ranking anual de empresas con mejor desempeño lo cual también es considerado por ADELAT como un esquema valioso.

De esta forma, Cajamarca Gómez advirtió que la regulación por incentivos es muy exitosa porque alinea los intereses de las distribuidoras con los objetivos de calidad establecidos por las autoridades. Esta regulación puede incluir: tarifas basadas en desempeño, incentivos por metas logradas a largo plazo, cumplimientos de los mínimos exigibles, penalizaciones por incumplimientos, definición de eventos excluibles, mecanismos de participación y transparencia y reportes y supervisión .

Según el vocero de ADELAT, Reino Unido ha creado el Modelo RIIO (Revenue igual Incentives + Innovation +outputs) que resulta un «ejemplo de vanguardia» en términos de regulación por incentivos. 

Se trata de un modelo en el que el ingreso está atado a incentivos financieros y de reputación por eficiencias y reducción de costos pero también a criterios de innovación nuevas tecnologías y soluciones y a resultados relacionados con metas de calidad, seguridad, sostenibilidad y servicio al cliente.

Asimismo, el ejecutivo señaló que en Estados Unidos se han dado programas de incentivos similares a RIIO que han sido muy bien recibidos por el sector. “Incluyen iniciativas muy interesantes para fomentar el despliegue de redes inteligentes, microgrids y resiliencias frente a desastres y ciberataques y programas de eficiencia energética y respuesta de demanda”, argumentó.

En síntesis, el experto llamó a que los países latinoamericanos tomen estos esquemas como modelo y trabajen en un marco regulatorio y normativo que genere confianza para realizar inversiones de largo plazo.

Propuso también el desarrollo de las redes con estándares claros e incentivos equitativos que permitan que las empresas actúen bajo las mismas directrices y faciliten la comparación y evaluación de los indicadores de calidad.

Y añadió: “Se necesita una remuneración de la inversión basadas en costos reales y no teóricos como aún ocurre en algunas empresas de la región. A su vez, se deben fijar metas alcanzables y adaptables a contextos porque no son los mismos retos para comunidades rurales que para zonas urbanas”. 

Asimismo, insistió en el otorgamiento incentivos económicos por metas de calidad que promuevan la incorporación de innovación y mayor claridad en las condiciones para eventos excluibles, es decir, que no impongan cargas probatorias excesivas para las empresas. 

Por último, para el experto, se contribuirá al fomento de inversión con una mayor participación de asociaciones público privadas (APP) y con la facilitación de permisos y licencias de las autoridades para el desarrollo de las infraestructuras que en algunos de los países como Colombia vienen siendo más complejos.

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El Banco Mundial, en colaboración con la Empresa de Pesquisa Energética (EPE), le presentó al Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil un estudio sobre los escenarios de desarrollo de la eólica marina en el país.

El informe tiene como objetivo apoyar la decisión de trazar un camino a largo plazo para las necesidades energéticas de Brasil y al mismo tiempo cumplir con los objetivos de mitigación climática, seguridad energética, tarifas asequibles y desarrollo económico, mediante diferentes escenarios de expansión.

Tal es así que el escenario más ambicioso muestra que la eólica offshore tiene un potencial técnico de más de 1200 GW, incluidos 480 GW de potencial de cimentación fija (a profundidades inferiores a 70 metros) y 748 GW de potencial de cimentación flotante (profundidades de 70 a 1.000 m).

Esto representa cuatro veces la capacidad instalada actual del país; mientras que el costo podría caer de USD 64 (R$ 344) por MWh en los primeros proyectos (alrededor de un 50% por encima de los precios de energía solar y eólica terrestre) a USD 40-50 (R$ 215-268) por MWh hacia el 2050. 

Además, para dicho año podría generar más de 516.000 puestos de trabajo hasta 2050 y aportar un valor agregado bruto de, al menos, R$ 900.000.000.000 a la economía brasileña, según el estudio elaborado entre el Banco Mundial y la EPE. 

“La energía eólica marina puede desempeñar un papel destacado en la matriz energética brasileña. Sin embargo, vale recordar que los primeros proyectos eólicos marinos tendrán un costo de generación mayor que los proyectos terrestres y requerirán una expansión significativa de las capacidades nacionales si Brasil quiere competir con mercados establecidos en Europa, o incluso con nuevos mercados en el continente americano”, señala el reporte.

Cabe recordar que la hoja de ruta de energía eólica offshore que planteó la Empresa de Pesquisa Energética tiempo atrás proyecta que Brasil tendrá 4 GW operativos al 2035 y 16 GW al 2050, lo que representaría el 3% de la generación total proyectada para el país.

Eso significa una inversión de USD 40.000.000.000 hasta 2050 y una tasa media de instalación de poco menos de 1 GW por año, lo que equivaldría a utilizar sólo el 1,2% del fondo marino disponible. 

Sin embargo, el estudio del Banco Mundial también analizó escenarios intermedios y ambiciosos, ya que consideró premisas generales sobre la capacidad eólica costa afuera necesaria para descarbonizar la economía brasileña y lograr emisiones netas de carbono cero.

En el marco de expansión moderada se prevé que la eólica offshore juegue un papel importante en la matriz eléctrica de Brasil, con 8 GW de capacidad instalada hacia 2035 y 32 GW hacia 2050 (6% de la capacidad instalada total del país), ocupando el 2,3% del fondo marino técnicamente viable. 

“Las inversiones se justifican por la ejecución, a un ritmo regular, de 1,8 GW por año de proyectos con un capex total de USD 80.000.000.000 (R$ 430.000.000.000)”, detalla el documento. 

Mientras que el escenario más ambicioso estimó que dicha tecnología puede lograr 96 GW de capacidad instalada al 2050, representando casi una quinta parte de la generación total del país hacia 2050 y ocupando el 7,1% del fondo marino técnicamente viable. 

“Este escenario fue diseñado con el objetivo de colocar a Brasil como un líder importante en el desarrollo de la energía eólica offshore y considera la necesidad de mayor capacidad marina para alcanzar los objetivos de electrificación y descarbonización industrial, especialmente las necesidades renovables para la demanda esperada de hidrógeno verde para 2050 (aprox 100 GW de nueva potencia)”, aclara el archivo. 

El mismo requeriría una inversión total de USD 240.000.000.000 (R$ 1,289 billones] y una tasa promedio de instalación de 5,3 GW por año, lo que sería una tasa de crecimiento muy superior a la de cualquier país hoy, con excepción de China. 

Además, esas adiciones anuales de 5,3 GW impulsarían mejoras sustanciales de la infraestructura existente y nuevas incorporaciones a la capacidad de producción, lo que daría como resultado USD 168.000.000.000 (R$ 902.000.000.000) de valor agregado bruto acumulado y 6.000.000.000 de años ETI acumulados entre 2028 y 2050.

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En un acto protocolario realizado el día de hoy, el ministro de Minas y Energía, Andrés Camacho posesionó a Fanny Guerrero Maya como experta comisionada de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), quien asume este rol con un fuerte compromiso por las tarifas del Caribe.

Fanny Guerrero es Ingeniera Electricista, Especialista en Gerencia Empresarial y Magíster en Administración de Empresas de la Universidad Tecnológica de Bolívar. Su carrera profesional incluye cargos como Gerente de la Empresa de Desarrollo Urbano de Bolívar, Presidenta de la Asociación de Energía del Hidrógeno del Caribe, Vicepresidenta de Promoción y Fomento de la Agencia Nacional de Minería y Gerente de la Empresa de Energía del Caribe.

Además, ha sido docente en las universidades Pontificia Javeriana y Tecnológica de Bolívar, donde impartió cátedras sobre regulación y mercados de energía.

En sus palabras de posesión, Guerrero destacó la importancia de trabajar por tarifas eficientes en la región del Caribe: “Es fundamental que las tarifas reflejen la realidad de nuestra Región Caribe y permitan un acceso a la energía que garantice la competitividad de la región y el bienestar de los colombianos. Mi compromiso es trabajar para lograrlo”.

Su participación en diversas organizaciones, como la Cámara de Comercio de Cartagena y la Fundación Diálogo Social, refuerza su perfil como una líder entregada con el desarrollo regional.

Guerrero está comprometida por promover la política de equidad de género en la Entidad. Ha sido reconocida por su labor y contribución al sector energético con la nominación a la Orden de la Democracia Simón Bolívar otorgada por el Congreso de la República y la nominación a los premios WIN Awards – Women in Energy como mujer líder de la industria y mujer emprendedora.

Con esta designación, la CREG reafirma su compromiso con una regulación participativa y adaptada a las necesidades de todas las regiones del país

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No hay dudas que los sistemas de almacenamiento son furor en los mercados más desarrollados como Estados Unidos y Europa al ser una solución sustentable que optimiza el despacho y transmisión de energía renovable intermitente.

Por el fenómeno del nearshoring, la creciente demanda de energía ante fenómenos climáticos como El Niño y los compromisos internacionales de descarbonización asumidos,  estas tendencias están llegando a Colombia y se espera un repunte en los próximos años en la región.

En este contexto, la Asociación Colombiana de Energía Solar (ACOSOL) llevó adelante un evento titulado “El almacenamiento de energía solar en la industria: factor de competitividad» en el que expertos del sector analizaron qué tipos de baterías son las más atractivas para proyectos fotovoltaicos. 

Uno de ellos fue Diego Monroy Ortiz, gerente de operaciones y cofundador de Calom Solar, empresa colombiana con más de 4 años de trayectoria, especializada en la comercialización e instalación de sistemas de energía renovable, quien habló de las virtudes de los sistemas de almacenamiento.

“Las baterías en Colombia ya son accesibles y rentables para todos al brindar confiabilidad en el suministro de la energía eléctrica generando ahorros de hasta el 100%. Los beneficios tributarios han reducido notablemente el tiempo de retorno de las inversiones y en ciertas zonas donde los cortes de energía son frecuentes, estas alternativas cobran mucho sentido”, señala.

Según el ingeniero eléctrico, las mejores baterías para la instalación solar son las de plomo ácido tipo gel y las de litio. No obstante, al comparar ambas tecnologías entre sí, sugiere optar por las de litio al ser más eficientes a largo plazo.

“Las tipo gel no son reciclables y tienen una menor vida útil (5 años) pero son más económicas. En cambio, las de litio presentan una alta vida útil (15 años), altas profundidades de descargas pero son más costosas», explica.

De acuerdo al experto si bien la inversión inicial es más alta, los sistemas de almacenamiento serán las más eficientes a futuro. Por ello, recomiendan a los clientes con presupuestos acotados, comenzar con las plomo ácidos y una vez que ya se cuenta con el capital hacer una transición hacia las de litio.

De todas formas, Monroy Ortiz sugiere que el principal reto para llevar a feliz término proyectos de almacenamiento es identificar de forma correcta la necesidad a través de monitores continuos del consumo para no sobredimensionar los sistemas.

“Reducir y acotar el problema para llegar a una solución directa acorde a la necesidad ayuda a evitar costos de energía altos. Por ello, desde Calom Solar llevamos soluciones rentables y eficientes a la medida de las demandas de nuestros clientes”, afirma.

Por último, al ser consultado por las nuevas consideraciones del RETIE 2024 mediante resolución 40117 del 2 de abril de 2024, el experto señaló los efectos que tendrá  esta actualización en los proyectos fotovoltaicos.

“Es positivo porque contaremos con equipos avalados y certificados con alta confiabilidad en todos los requerimientos de las instalaciones. Sin embargo, como contraparte, se extenderán los tiempos de importación y se puede dar un posible ascenso en costos de los equipos teniendo en cuenta que estas nuevas certificaciones van a requerir más ensayos”, concluyó.

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