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La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 1333 sometió a consulta pública el proyecto de resolución No. 701 062 de 2024 (ver documento), el cual brinda oportunidades y consideraciones clave para inversionistas de proyectos renovables en Colombia.

Entre sus propuestas principales, permite modificar múltiples veces la Fecha de Puesta en Operación (FPO) de los proyectos mediante un aumento en la garantía de reserva de capacidad.

Se trata de una iniciativa que viene siendo solicitada por el sector teniendo en cuenta las demoras en los tramites suelen ser una de las principales barreras para los inversionistas a la hora de montar proyectos en Colombia.

En diálogo con Energía Estratégica, Ximena Cifuentes, coordinadora de estudios de Óptima Consultores, empresa enfocada en brindar asesoría integral en el mercado energético, explicó en detalles los alcances de la normativa y advirtió los beneficios que aportaría su aprobación al sector de las energías no convencionales.

¿De qué trata el proyecto de resolución?

La normativa introduce cambios importantes para facilitar la modificación de la Fecha de Puesta en Operación (FPO) de los proyectos, permitiendo ajustarla en función del incremento en el valor de la cobertura de la garantía para reserva de capacidad.

De esta forma, busca reducir la carga operativa de la UPME, al delegar la verificación del cumplimiento de estas modificaciones al ASIC.

Además, aclara la ambigüedad regulatoria existente en situaciones donde ya se cuenta con una garantía adicional que cubre el mismo riesgo de puesta en operación. En estos casos, la garantía de reserva de capacidad solo se requerirá si el nuevo cálculo supera el valor de la garantía adicional con la cual se cubría el riesgo.

La resolución también ofrece una oportunidad a los proyectos que han tenido incumplimientos en su Curva S, (incluso más de tres incumplimientos que derivaban en una potencial liberación) permitiéndoles reiniciar este proceso. Esto aplica únicamente si el proyecto solicita el cambio de la FPO bajo las nuevas condiciones.

Finalmente, para los proyectos con garantías ejecutadas en subastas de contratación de largo plazo, la resolución permite su continuación, siempre y cuando se constituya la garantía de reserva de capacidad y se modifique la FPO para reflejar el nuevo valor de la garantía, cuando aplique.

¿Qué impacto tendrá en la integración de energía renovable?

Tras la emisión de la Resolución MME 40042 de 2024 en febrero, el sector estaba a la espera de esta reglamentación que flexibiliza parcialmente los cambios en la FPO. Aunque se solicitaba una mayor flexibilidad, la propuesta regulatoria permite obtener cambios de FPO más rápidos y con mayor certeza, lo cual elimina uno de los riesgos significativos para los proyectos renovables, que era la incertidumbre de obtener una aprobación en la modificación de FPO.

Por otro lado, con la implementación de este nuevo proyecto de resolución, los proyectos con avance significativo tendrán un alivio adicional, permitiéndoles extender la FPO por un par de meses sin enfrentar incrementos sustanciales en las garantías ni riesgos de liberación. Anteriormente, se requería duplicar la FPO sin importar el tiempo adicional (máximo un año), lo que representaba una carga significativa, incluso si sólo se necesitaba un corto período para completar las pruebas.

En este contexto, ante los requerimientos técnicos establecidos en las resoluciones CREG 060 de 2019 y 148 de 2021, se ofrece un margen de maniobra necesario para cumplir con los rigurosos requisitos, pues la propuesta permite una extensión de la FPO cuando haya un retraso en el cumplimiento de estos.

En concreto, esta regulación ayudará a agilizar los trámites para poner en operación proyectos de energía limpia en dos vías: i) al transferir parte de la verificación de cambios en la FPO al ASIC, lo cual aligera la carga administrativa de la UPME. Esto le permitirá a esta entidad enfocarse en otras solicitudes cruciales para el desarrollo de proyectos, acelerando así el proceso general de autorización;  ii) la nueva flexibilidad en la modificación de la FPO reduce la incertidumbre que enfrentaban los proyectos con respecto a la ampliación de la FPO. Esto facilita el cierre financiero al eliminar las dudas sobre la probabilidad y el tiempo en obtener una extensión, mitigando así los riesgos asociados con el proyecto que podría percibir el mercado.

¿Qué otras medidas deben acompañar este proyecto de ley para impulsar una aceleración de inversiones renovables?

Aún no está claro cuándo se tendrán los resultados de las solicitudes de asignación de capacidad del ciclo 2023-4024. Cabe recordar que el último comunicado oficial de la UPME, publicado el 7 de agosto, indicó que para el 30 de septiembre de 2024 se publicará la capacidad de transporte disponible para el proceso actual. Sin embargo, esta fecha no garantiza que los conceptos de conexión estén resueltos en ese momento. Esta fecha es clave para disminuir la incertidumbre del desarrollo de nuevos proyectos.

Por otro lado, dado que la aplicación de la Resolución 075 de 2021 ofrece varias oportunidades de mejora, este período debe aprovecharse para optimizar el proceso de asignación y seguimiento de proyectos.

Aunque la resolución flexibiliza las condiciones para el desarrollo continuo de proyectos, es crucial revisar y mejorar el seguimiento de aquellos que actualmente ocupan espacio pero que son inviables, para liberar capacidad para proyectos que realmente podrán concretar su conexión. ç

Esto se vuelve relevante, teniendo en cuenta que la UPME, mediante comunicación, informó sobre una gran cantidad de proyectos que se encontraban hasta con tres hitos incumplidos, pero no se había iniciado ningún proceso de liberación ni ejecución de garantías, perdiendo de vista uno de los objetivos más importantes que buscaba el cambio de la Resolución 075 de 2021, impedir el acaparamiento de puntos de conexión. 

Además, es fundamental revisar y agilizar los trámites ambientales, que a menudo son una fuente de retrasos significativos en el avance de los proyectos.

Otro aspecto clave es la revisión de las penalidades por desviaciones. Aunque estas penalidades están suspendidas y la CREG debe abordarlas, es necesario que se agilicé la nueva propuesta regulatoria para seguir impulsando la inversión en proyectos renovables.

Por último, otro punto a evaluar tiene que ver con los requisitos de puesta en operación de estos proyectos, dado que muchos de ellos han tenido que sobredimensionar su generación con el fin de cumplir con las pruebas de puesta en servicio (particularmente, con la prueba de la curva de capacidad), lo que ha incentivando en que en algunos periodos de tiempo tengan la capacidad de entregar más energía de la asignada. Para ello, sería ideal establecer un mecanismo que permita a estos proyectos vender la energía adicional generada y obtener ingresos por ello.

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La Comisión de Minería y Energía del Senado de Chile acordó formar una mesa técnica con el Poder Ejecutivo y las empresas distribuidoras de energía eléctrica para abordar una reforma integral a la ley que regula el sistema de distribución a partir del 1° de octubre. 

La mesa técnica fue aprobada de forma unánime en respuesta a los acontecimientos dados semanas atrás por la emergencia climática y los masivos cortes de electricidad afectaron a miles de usuarios del país. 

“No podemos seguir esperando que ocurra lo mismo en un par de meses o el próximo invierno y que las consecuencias sean las mismas. Tenemos que ser capaces de dar respuesta, tomar medidas, hacer las reformas que correspondan para fortalecer el sistema eléctrico, en este caso para fortalecer la distribución eléctrica”, manifestó la senadora Luz Ebensperger. 

“Estamos en una época de alza de tarifa, pero a la vez de mal servicio. Por lo tanto, hemos adoptado el acuerdo de trabajar en profundidad y en serio, a contar del primero de octubre, sobre una reforma al sistema de distribución eléctrica”, subrayó el senador Juan Luis Castro, quien también es el presidente de la Comisión de Minería y Energía del Senado de Chile.

La iniciativa también llegó pocos días después de que el ministro de Energía, Diego Pardow, anunciara el inicio del proceso de caducidad de la concesión de ENEL (principal distribuidora de energía en la Región Metropolitana) y abriera las puertas a la creación de una empresa nacional estatal de distribución eléctrica. 

Esta nueva compañía pública podría funcionar de manera similar a la Empresa Nacional de Petróleo (ENAP – fundada en el año 1950) y a la par de las distribuidoras privadas; aunque su implementación no sería de forma inmediata sino que se llevaría adelante con el tiempo y con un desarrollo concreto por parte de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC).

De todos modos, cabe recordar que, en reiteradas ocasiones, diversos gremios del sector energético de Chile plantearon la necesidad de modificar el marco regulatorio de la distribución, debido a que lleva cuatro décadas sin grandes cambios. 

La intención de dichas entidades es avanzar en el camino del segundo tiempo para la transición energética,  mejorar la calidad de suministro, hacer frente a las condiciones distintas del cambio climático y habilitar la penetración masiva de generación distribuida, almacenamiento y electromovilidad, tal como lo manifestaron desde la Asociación Gremial de Empresas Eléctricas. 

“Resulta clave que los medios energéticos distribuidos sean incorporados en la planificación de las redes de distribución para efectos de la remuneración y tarificación, así como avanzar en la formalización de la figura de los agregadores de demanda que permitan gestionar y proveer servicios de seguridad y mayor flexibilidad al sistema”, sostuvo tiempo atrás el director ejecutivo de Empresas Eléctricas AG, Juan Meriches.

Incluso, el propio Poder Ejecutivo puso el foco en una modificación normativa en la materia a través de la Estrategia de Adaptación a la Crisis Climática del sector Energía, con el fin de que la resiliencia y adaptación formen parte de las directrices del funcionamiento del sistema, considerando todos los segmentos (almacenamiento, transmisión y distribución, seguridad, sistemas medianos, equidad tarifaria, innovación energética, biocombustibles, continuidad del suministro, calefacción distrital, entre otros) y en diferentes niveles. 

Sin embargo, tal documento señala que esa iniciativa no se daría este mismo año ya que la hoja de ruta elaborada por el Ministerio de Energía esboza el desarrollo de un consenso de la estrategia legislativa y el ingreso del proyecto de ley al Congreso Nacional en 2025 y 2027; pero tras el acuerdo de la Comisión de Minería y Energía del Senado habrá que esperar si se acelera el proceso o continúa tal cual lo previsto. 

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, Colombia está inmerso en un escenario marcado por la transición hacia fuentes de energía más sostenibles y la industria renovable experimenta un crecimiento acelerado, generando una creciente demanda de profesionales especializados. 

Un claro ejemplo de ello, es que en la última semana, se publicaron alrededor de 28 vacantes de empleo de energías no convencionales en el país mediante la red social Linkedin.

En cuanto a la modalidad de trabajo, si bien la mayoría de las empresas solicitan empleos de manera presencial en la ciudad de Bogotá y otras otras regiones con gran potencial de energía limpia como Tolima y Atlántico, existe un gran número de oportunidades en formato remoto o hibrido, que combina lo presencial con el teletrabajo.

Entre las principales empresas que publicaron las ofertas están  GreenYellow, Revergy, Grupo Elecnor y Vestas.

Las búsquedas abarcan gran variedad de puestos, pero los perfiles más solicitados son ingenieros, gerentes de área, consultores y vendedores del sector solar fotovoltaico, con excepción de algunas vacantes para el área de eólica.

En línea con esa fuerte demanda, según expertos consultados por este medio, los requerimientos de perfiles del sector ERNC suelen ser elevados por lo que cada vez es más difícil para las consultoras hallar profesionales que cumplan con cualidades y experiencia solicitada. Esto en muchos casos se traduce en una suba en la remuneración pretendida de esos puestos.

Una por una, las vacantes que se abrieron: 

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La reciente designación de Joel Santos Echavarría como nuevo ministro de Energía y Minas ha generado expectativas en diversos sectores. Aunque Santos no proviene del ámbito energético, su reputación como un ejecutor eficaz del gobierno bajo su rol de ministro interino de la Presidencia de la República Dominicana ha despertado la esperanza de que pueda implementar cambios significativos en el sector.

Rafael Velazco Espaillat, gerente general de Raveza Associated & Services, S.R.L., subrayó en una entrevista con Energía Estratégica que la capacidad ejecutora de Santos podría ser crucial para avanzar en cambios estructurales necesarios, siempre y cuando -desde la perspectiva de Rafael Velazco– se apoye en el trabajo técnico ya realizado por expertos..

«Joel Santos no viene de las entrañas del sector energético, pero es un gran ejecutor», afirmó el referente de Raveza Associated & Services.

Uno de los puntos clave que Velazco sugiere retomar por la nueva administración es el informe de la consultora norteamericana Tetra Tech en 2021, elaborado a pedido del Ministerio de Energía y Minas. Este informe, que fue el resultado de un año de trabajo coordinado con entidades como la Comisión Nacional de Energía (CNE), la Superintendencia de Electricidad (SIE), el Ministerio de Energía y Minas (MEM) y el Organismo Coordinador (OC), contiene recomendaciones que Velazco considera esenciales para la modernización del subsector eléctrico.

«Ellos entregaron a mediados del 2022 lo que ahora es la iniciativa de ley armonizada del subsector eléctrico», señaló, pero también destacó que la versión más reciente de esta ley, que avanza en el Senado, ha sido modificada.

«Lo que me interesa destacar es que lo que ahí se ha plasmado en la versión del 21 de agosto que tiene la firma del senador Alexis Victoria Yeb no es lo que salió en el informe de Tetra Tech», advirtió.

Una de las principales preocupaciones de Velazco es la alteración de ciertas recomendaciones originales de Tetra Tech. , que revisaba cuestiones tan simples de ejecutar como separar la Oficina de Protección al Consumidor (Protecom) de la Superintendencia de Electricidad (SIE) para evitar que esta última sea «juez y parte», o temas más complejos al haber sido propuesta sobre la ley 125, la Ley 5707 y su reglamento de aplicación en lo vinculado a los sistemas regulados.

«Para los sistemas aislados se dejaba el mismo procedimiento y los pasos burocráticos, pero ahora se está poniendo que la decisión final la toma el MEM en lugar de hacerlo la CNE y la SIE. Eso no es muy sano porque aunque no se quiera y estoy seguro que no es el caso de este gobierno, eso puede politizar las decisiones que se tomen sobre sistemas aislados», ejemplificó, sugiriendo que tal centralización podría abrir la puerta a que otros gobiernos puedan aplicar influencias políticas en decisiones técnicas que deberían ser imparciales.

Retos y oportunidades para las energías renovables y el almacenamiento en baterías

Rafael Velazco también expresó su inquietud sobre la responsabilidad de aprobación de concesiones de energías renovables que cambiaría con la introducción de la nueva ley armonizada del subsector eléctrico.

«Aunque la energía renovable según la misma ley 5707 descansa sobre la Comisión Nacional de Energía (CNE), ahora con la nueva ley armonizada del subsector eléctrico si se suprime la CNE, esto pasa al MEM», sintetizó Velazco, aunque además señaló que esta transición no solo implica un cambio institucional, sino que también plantea interrogantes sobre la capacidad del MEM para asumir estas funciones de manera efectiva.

Si bien la nueva iniciativa de ley establece la creación de la Unidad Técnica de Planificación, adscrita al MEM, que tendría a su cargo la elaboración del informe técnico de planificación de la generación y la transmisión, el referente de Raveza Associated & Services, S.R.L. señala que esta unidad no ha definido claramente sus funciones específicas.

«La ley solo indica que el informe incluirá los escenarios energéticos posibles para el horizonte de largo plazo y los antecedentes y estudios en que se fundamente», comenta Velazco, subrayando que esto genera incertidumbre sobre cómo se manejarán los retos energéticos que el país enfrentará en el futuro cercano.

Uno de los desafíos más inmediatos es la incorporación de 1500 MW de energías renovables variables, que se espera ingresen al sistema próximamente. Además, el país está a la espera de la entrada en operación de 800 MW de energía de base, provenientes de plantas de gas de ciclo combinado que fueron licitadas recientemente. Este aumento en la capacidad instalada representa una oportunidad para avanzar hacia una matriz energética más sostenible, pero también conlleva riesgos si no se gestiona adecuadamente.

En este contexto, la necesidad de soluciones de almacenamiento de energía se vuelve crítica en esta «ventana» a la espera de el inicio de operación de ciclos combinados en 30 meses o más. La variabilidad inherente a las energías renovables, como la solar y la eólica, requeriría de sistemas de almacenamiento que permitan estabilizar la oferta energética. Al respecto, Velazco retoma las palabras de Celso Marranzini, quien advirtió: «si no se montan rápidamente baterías para almacenamiento de energía, el sistema podría colapsar», declaración que subraya la urgencia de desarrollar infraestructura adecuada para acompañar la transición hacia una mayor participación de las energías renovables en la matriz energética nacional.

Sin embargo, no todas las modificaciones son vistas con malos ojos por Rafael Velazco. Una recomendación que, según él, debe ser revisada con atención es la que propone que el Plan Energético Nacional, actualmente responsabilidad de la CNE, pase a ser gestionado por el MEM. Velazco considera que esta transición podría ser positiva, siempre y cuando el MEM se apoye en el Organismo Coordinador para la elaboración del plan.

«Si esto prospera, el MEM para fines de realizar el Plan Energético Nacional se debería apoyar en el OC para el suministro de la información técnica necesaria», declarando que apoyarse en entidades con experiencia le darían mayor credibilidad y solidez técnica necesarias para esta tarea.

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El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, llamó al sector privado a invertir en nuevos proyectos destinados a la producción de energías renovables, hidrógeno verde y sus derivados en la provincia. 

La provincia ya se conformaba con la renta de la industria hidrocarburífera y gasífera, a la par que mira con buenos ojos la formación Palermo Aike a partir de un proyecto exploratorio encarado por CGC e YPF, pero el mandatario provincial remarcó la importancia de aprovechar aprovechar todos los recursos naturales en el camino de la transición energética. 

“Tanto el petróleo, el gas, el oro y la plata son recursos no renovables, pero tenemos el hidrógeno verde, uno de los recursos más abundantes del mundo. Y por las características de la región, tenemos la gran oportunidad de ser primeros productores de H2V”, mencionó. 

“Quizás por falta de proyección, no animarnos, no querer dar ese paso o ser conformistas, no le dimos la importancia y valor que deberíamos haberle dado a esa actividad. Tuvimos algunos primeros pasos, iniciativas con ciertos límites, pero ahora es el momento”, agregó ante embajadores, legisladores nacionales, representantes del sector empresarial durante el Foro Hidrógeno Verde: Condiciones para su Desarrollo. 

Bajo esa misma línea, vaticinó que el gobierno prepara las condiciones para que lleguen más inversiones en la materia y en la infraestructura correspondiente, principalmente a través del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), por lo que Santa Cruz no debiera aislarse de esa posibilidad, sino más bien recuperar la confianza del sector que puede capitalizar los proyectos.  

Y cabe recordar que, meses atrás, el secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, confirmó que el Poder Ejecutivo enviará al Congreso un nuevo proyecto de ley de hidrógeno, vinculado a normas técnicas, esquemas de certificación y blending, a la par que revisarán la Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del H2 (lanzada por el gobierno anterior) tras la aprobación de la Ley de Bases. 

De acuerdo a la información compartida por el titular de la cartera energética nacional, el nuevo proyecto de ley se presentaría en el mes de septiembre, mientras que la actualización de la estrategia se daría en noviembre del corriente año. 

Mientras que Claudio Vidal complementó que “este es el momento de recapacitar, animarse y dar el gran paso” en renovables e hidrógeno verde, ante la “difícil situación económica” que atraviesa el país y de la propia Santa Cruz, donde un gran porcentaje de la recaudación provincial depende de actividades no renovables. 

“Estamos preparados para producir, recuperar la cultura de trabajo y convencidos de que fortalecer la economía será en base a la producción. Es por eso que le queremos pedir una oportunidad al sector empresarial”, manifestó en el evento organizado por la provincia de Santa Cruz y la PlataformaH2 Argentina. 

“Somos una provincia muy rica en cuanto a recursos y debemos lograr que todas las actividades convivan. Durante muchos años, el productor afortunado que tenía la posibilidad de que en su campo se extraiga oro, plata, petróleo o gas, dejaba la ganadería de lado y por ende descuidamos actividades por priorizar. Pero ahora podremos lograr que las actividades convivan, como por ejemplo que en los yacimientos petroleros y gasíferos podamos tener distintas actividades verdes que fortalezcan la economía”, concluyó.

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RE100, iniciativa de Climate Group, ha tomado el liderazgo de reunir a empresas comprometidas con abastecerse exclusivamente con energía renovable. Con más de 430 empresas globales ya alineadas, el enfoque ahora se dirige a Latinoamérica, una región rica en recursos naturales y cada vez más consciente de la importancia de acelerar el cambio hacia redes de carbono cero.

Mónica Mata Ortega, Senior Program Manager Latin America de Climate Group, explica que RE100 surgió para mostrar que el sector privado también una ambición de liderar en la lucha contra el cambio climático. Por lo que, desde el comienzo, la iniciativa ha buscado comprometer a las empresas con objetivos ambiciosos y apoyar a aquellas que enfrentan barreras para alcanzarlos.

El reto ahora es incrementar la participación de empresas latinoamericanas. Aunque multinacionales como Bimbo, con presencia en varios países de la región, ya son parte de RE100, el objetivo es sumar más miembros locales. Mata destaca que América Latina tiene un gran potencial y una abundancia de recursos naturales, lo que refuerza la importancia de que la región tenga una voz fuerte en el escenario global.

«Lo que estamos intentando hacer, y esto es un nuevo esfuerzo de RE100, es empezar a reclutar más miembros que sean latinoamericanos porque en sí la región tiene mucho potencial para demostrar que esa ambición no solo viene de las multinacionales, sino que en nuestra región también existe la ambición y el interés», comentó Mónica Mata Ortega en conversación con Energía Estratégica.

Además de reclutar nuevos miembros, la promotora de RE100 señaló que buscan forjar alianzas estratégicas en la región. Entre distintos perfiles de stakerholders, están interesados en colaborar con ONGs y asociaciones locales, reconociendo que su conocimiento del contexto es clave para implementar la iniciativa de manera efectiva.

De hecho, en el pasado mes de agosto realizaron el lanzamiento del programa RE100 en Argentina junto a la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), en vistas de explorar sinergias que potencien el desarrollo del sector renovable local (ver más).

RE100 va por más y, según reveló Mónica Mata a este medio, ya están realizando un mapeo de próximos aliados en otros países como puede ser México y Brasil, que están bajo consideración debido a su potencial para impulsar la transición hacia energías renovables.

«Queremos empezar a formar nuevas alianzas y estamos viendo ahora, que ya formamos esta primera alianza en Argentina, si hacemos lo mismo en México. Estamos haciendo un mapeo y un análisis de cuál en América Latina debe ser el siguiente mercado», declaró la Senior Program Manager Latin America de Climate Group.

De esta manera, RE100 está en plena expansión en la región, no solo en su búsqueda de nuevos miembros, sino que también a través de alianzas estratégicas para fortalecer la voz de la región en el debate global sobre la cobertura de los consumos eléctricos con 100% energía renovable.

El papel de las políticas públicas en la transición energética

El compromiso del sector privado es importante, pero la voluntad política es esencial para crear un entorno propicio para apostar a electricidad 100% renovable. Es por ello que, a través de explorar sinergias entre ambos sectores, RE100 espera no solo demostrar la ambición del sector privado, sino también incentivar a los gobiernos a facilitar la transición hacia un futuro más sostenible.

«La voluntad política manda la señalización para el cambio necesario», afirmó Mónica Mata Ortega, Senior Program Manager Latin America de Climate Group.

Siguiendo su análisis, consideró que sin el apoyo y la dirección de las políticas públicas, las iniciativas privadas pueden encontrarse limitadas en su impacto. Es por eso que RE100 alienta una colaboración más estrecha entre el sector privado y el público, donde nuevos programas de gobierno, medidas de incentivo y regulación puedan eliminar barreras actuales para inversiones carbono cero de largo plazo.

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En la última sesión de la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE), celebrada el pasado 30 de agosto de 2024, Erick Tejada Carbajal, secretario de gobierno en el Despacho de Energía, expuso una serie de puntos que Honduras considera prioritarios para el desarrollo de la integración energética en Centroamérica.

Entre los principales, el referente de la cartera energética hondureña compartió su preocupación por la lentitud en la adaptación del sector al cambio climático y subrayó la necesidad de reformar el mercado eléctrico regional para hacerlo más equitativo y accesible.

«Ha habido una evolución lenta de la regulación regional para prevenir los efectos devastadores del cambio climático y sus poderosas secuelas en nuestros países», advirtió como primer punto enumerado en una publicación de la red social X.

Esta declaración resuena en toda la región, donde los impactos del cambio climático, como las sequías y las tormentas intensas, están afectando gravemente la capacidad de generación de energía. Ante esta situación, Honduras propone una mayor flexibilidad en el transporte de energía entre los países centroamericanos, lo que permitiría una respuesta más eficiente a las fluctuaciones en la oferta y demanda de energía.

Ahora bien un punto controvertido planteado por Tejada Carbajal es abordar la «preeminencia total y absoluta de los mercados y grupos económicos específicos que venden energía en la región». Este dominio que acusa el funcionario hondureño no solo limita la participación de diversidad de actores, sino que también amenazaría el interés común de los Estados miembros. De allí que Honduras abogue por un enfoque más inclusivo que permita la entrada de nuevos actores en el mercado, promoviendo así una mayor competencia y diversificación.

En línea con esta visión, Honduras ha estado avanzando en su propia reforma energética a nivel nacional. La «Ley especial para garantizar el servicio de energía eléctrica como bien público de seguridad nacional y un derecho humano de naturaleza económica y social», promulgada recientemente, es un reflejo de esta perspectiva.

Durante los primeros 100 días del gobierno, se llevaron a cabo renegociaciones de contratos que generaron tensiones con algunas generadoras locales, pero que se sostuvieron bajo el argumento de corregir desequilibrios en el mercado eléctrico.

A medida que la gestión de Tejada Carbajal como titular de la Secretaría de Energía y de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), el gobierno ha enviado señales claras a los inversionistas sobre su intención de llevar a cabo una licitación de largo plazo para contratar 1500 MW, con el anuncio de que al menos el 65% de esta nueva energía provendría de fuentes renovables.

La respuesta de la iniciativa privada ha sido positiva en los últimos días, ya que la propuesta de Honduras es cada vez más clara en la voz de sus autoridades que aseguran que no buscan garantizar el suministro interno de una manera sostenible.

«Debemos movernos a una transición energética verde pero inclusiva, flexibilizar el transporte de energía en la región y colaborar juntos en tiempos de sequía y escasez de energía para que ésta, le llegue a la mayoría de gente de nuestros países aún en períodos críticos», afirmó Tejada.

Este llamado a la colaboración regional se basa en la premisa de que solo a través de un esfuerzo conjunto será posible garantizar un suministro energético estable y sostenible para toda Centroamérica. Un suministro que podrá tener una mayor participación de energías renovables a precios competitivos.

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Sungrow, el proveedor líder mundial de inversores fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento de energía, presentó sus más recientes innovaciones en energía solar, almacenamiento y carga de vehículos eléctricos en Intersolar South America, celebrada del 27 al 29 de agosto de 2024.

Durante la exposición, Sungrow anunció el logro de un hito significativo de 20 GW en pedidos acumulados de inversores contratados en toda América Latina, lo que remarca su compromiso con los esfuerzos de descarbonización de esta región.

Contribuir a un continente más sostenible

Con políticas de apoyo, inversiones crecientes y avances tecnológicos, América Latina está en camino a convertirse en una potencia en la transición mundial hacia las energías limpias. Sungrow está en la cúspide de esta transformación, liderando el mercado solar local con 20 GW de pedidos de inversores contratados.

«Alcanzar el hito de los 20 GW marca un logro significativo en el impulso de este dinámico mercado. Esperamos asociarnos con más partes interesadas para demostrar un liderazgo climático excepcional en los próximos años, desempeñando un papel crucial en la transición de las energías renovables locales», comentó Ada Li, Vicepresidenta de Sungrow Americas.

Presentación de la nueva solución residencial con microinversores para una vida ecológica

Sungrow ofrece una amplia gama de inversores fotovoltaicos monofásicos y trifásicos para el mercado residencial, incluidas las series RS-L y RT-P2. Los inversores residenciales están equipados con el interruptor de circuito de fallo de arco integrado (AFCI, por sus siglas en inglés), cumpliendo con todos los códigos y normas de seguridad actuales exigidos en el mercado brasileño.

El nuevo microinversor de Sungrow, el S2000S-SA, con una potencia nominal de 2 kW, presenta un innovador diseño térmico que mantiene la potencia nominal a temperaturas de hasta 50 grados centígrados. Con eficientes accesorios de enchufar y usar, el microinversor reduce el tiempo de instalación para un despliegue más rápido y minimiza el tiempo de inactividad. La tecnología Wi-Fi de amplio alcance, mejora significativamente la velocidad de comunicación, mientras que el control y la supervisión a nivel de módulo proporcionan la máxima precisión y rendimiento.

Ampliación de la cartera de productos para el mercado comercial e industrial de Brasil

Atendiendo al mercado de la microgeneración solar trifásica a 220 V (capacidad ≤75 kVA), Sungrow ha presentado sus últimos inversores comerciales: las series SG12/20/25-P2-LV y SG75CX-LV.

En esta serie destaca el SG75CX-LV, con una potencia nominal de 75 kW. El producto presenta una elevada corriente de funcionamiento por seguimiento del punto de máxima potencia (MPPT, por sus siglas en inglés) y es compatible con módulos fotovoltaicos de mayor formato que superan los 600 W. El producto cuenta con un índice de protección IP66 y un índice de anticorrosión C5, lo que garantiza una durabilidad excepcional en entornos difíciles, limita la entrada de agentes sólidos y líquidos, permitiéndole estar protegido en exteriores. Además, el AFCI y la protección contra sobretensiones CC/CA proporcionan una mayor seguridad y fiabilidad, protegiendo el sistema contra fallos eléctricos y sobretensiones.

Fortalecimiento de la contribución del mercado fotovoltaico a escala comercial

Sungrow ha sido una fuerza dominante en el mercado fotovoltaico a escala de servicios públicos de América Latina durante años, ofreciendo soluciones emblemáticas como el inversor modular 1+X y soluciones de inversores de cadenas de 1500 V. El nuevo SG250HX-20, un inversor de 250 kW, está equipado con protección de CC activa para mejorar la seguridad de la instalación. Es compatible con todo tipo de módulos y proporciona una identificación precisa de fallos de CC y detección de terminales anómalos.

A medida que el mercado de vehículos eléctricos (VE) de América Latina experimenta un rápido crecimiento, Sungrow presentó sus cargadores de VE, incluidas soluciones de CC de 180 kW y 30 kW y soluciones de CA de 22 kW, para satisfacer la creciente demanda local.

Además de soluciones fotovoltaicas y para vehículos eléctricos, Sungrow también ofrece sistemas de almacenamiento de energía para hacer frente a la volatilidad y la intermitencia de las energías renovables. En la exposición se presentó el último sistema de almacenamiento de energía refrigerado por líquido, el PowerTitan 2.0. Como contribuyente enfocado al desarrollo del almacenamiento de energía en América Latina, Sungrow anunció recientemente que proveerá la mayor planta de almacenamiento de energía autónoma del continente, un proyecto emblemático de 200 MW/880 MWh. Se trata de un sistema de almacenamiento de energía en baterías (BESS, por sus siglas en inglés) llamado BESS Sol del Desierto, mejorando la confiabilidad energética regional y comprometiéndose a alcanzar el objetivo de la descarbonización local.

Desde su presentación en 2017 en el mercado latinoamericano, Sungrow se ha elevado muy por encima del estándar de la industria con un equipo profesional que cubre el soporte técnico, las ventas y el servicio en todo el continente. La empresa cuenta con el mayor centro de servicios para inversores y equipos de almacenamiento de energía de América Latina, satisfaciendo las diversas demandas locales con servicios más receptivos y profesionales. Entre los proyectos más destacados figuran una central de 841 MW en Brasil, el proyecto fotovoltaico Coya de 181,25 MW y el proyecto BESS Coya de 638 MWh en Chile.

Acerca de Sungrow

Sungrow Power Supply Co., Ltd. («Sungrow») es un proveedor líder mundial de inversores fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento de energía (ESS, por sus siglas en inglés) con más de 605 GW de convertidores electrónicos de potencia instalados en todo el mundo a junio de 2024.

Fundada en 1997 por el profesor universitario Cao Renxian, Sungrow es líder en investigación y desarrollo de inversores solares con el mayor equipo de I+D del sector y una amplia cartera de productos que ofrece soluciones de inversores fotovoltaicos y ESS para aplicaciones a gran escala, comerciales e industriales y residenciales, así como soluciones de plantas fotovoltaicas flotantes reconocidas internacionalmente, soluciones de conducción de vehículos de nueva energía (NEV, por sus siglas en inglés), soluciones de carga de vehículos eléctricos y sistemas de producción de hidrógeno renovable.

Con una sólida trayectoria de 27 años en el sector fotovoltaico, los productos de Sungrow suministran energía a más de 170 países de todo el mundo.

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El próximo 5 de noviembre será un día clave para Puerto Rico: se llevarán a cabo las elecciones presidenciales de Estados Unidos y las elecciones generales locales para el cuatrienio 2025-2029 en las que se definirá al nuevo gobernador de Puerto Rico, al comisionado residente, la Cámara de Representantes, el Senado y los alcaldes de los 78 municipios.

Cinco son los candidatos que se impusieron en las primaras para aspirar a la gobernación: Javier Jiménez (Proyecto Dignidad – PD), Jesús Manuel Ortiz (Partido Popular Democrático – PPD), Jennifer González Colón (Partido Nuevo Progresista – PNP) y Juan Dalmau Ramírez (Partido Independentista Puertorriqueño – PIP- y Alianza País junto al Movimiento Victoria Ciudadana) sobre este último, vale la aclaración que se acordó que se impondrá sobre un quinto candidato “de agua”, Javier Córdova Iturregui (Movimiento Victoria Ciudadana – MVC).

Los cuatro en campaña si bien aún no han socializado un programa de gobierno qué implementar si ganasen las elecciones, sí se han pronunciado en el último mes respecto a distintos temas de interés como el sector energético.

De acuerdo con Ramón Luis Nieves, director ejecutivo de Justicia Energética Puerto Rico, los aspirantes a la gobernación han coincidido en impulsar el desarrollo de energías renovables pero han discrepado sobre los contratos de privatización del sistema energético.

“Hay un consenso a favor de las energías renovables. Me parece que los cuatro candidatos sí favorecen la transición a energía renovable. Ahora, sin embargo, quizás el debate más importante es qué hacer con los contratos de privatización del sistema”, observó Ramón Luis Nieves.

Desde la óptica del referente consultado, la discusión pública está anclada en la crisis de interrupción del servicio, de apagones, y eso ha hecho de que los cuatro candidatos se hayan pronunciado sobre qué hacer con el contrato particularmente de la empresa Luma, que es la empresa que controla distribución, transmisión y servicios clientes en Puerto Rico, y, en menor grado Genera.

“Sobre el debate principal de qué hacer con los contratos de priorización y los cuatro candidatos ya han asumido postura al respecto, diferenciándose”, indicó Nieves.

Mientras que, Jesús Manuel Ortiz y Juan Dalmau apuntan a la cancelación de contratos con estas empresas, Jenniffer González defiende la figura de un «zar de energía» similar a la postura planteada por Javier Jiménez para fiscalizar a Luma y Genera en el cumplimiento de sus obligaciones.

Energías renovables e influencia federal 

Una prioridad que deberán atender los candidatos es su relación con la administración de gobierno federal que también será elegida el 5 de noviembre. Y si bien hay cinco candidatos por los partidos Demócrata, Republicano, Libertario, Verde e Independiente, Kamala Harris (Demócrata) y Donald Trump (Republicano) lideran las encuestas en la contienda que se definirá por el Colegio Electoral.

En el sector energético las diferencias entre uno y otro candidato a la presidencia de Estados Unidos son evidentes, de acuerdo al análisis del director ejecutivo de Justicia Energética Puerto Rico:

“Mi visión de una administración que sea presidida por Donald Trump es que esa administración podría cuestionar seriamente la falta de utilización efectiva de los fondos del gobierno de Estados Unidos en la reconstrucción de la red eléctrica, por ejemplo y además cuestionar su apoyo exclusivo a proyectos de energías renovables en Estados Unidos y obviamente en Puerto Rico.

Por otra parte, Kamala Harris si bien estaría alineada a impulsar alternativas sostenibles, dependiendo a quién nombre en el Departamento de Energía Federal, podría alterar el énfasis claro que ha tenido la administración Biden-Harris en cuanto a la transición a energía renovable”.

Así como indicó el especialista a nivel federal, “el enfasis” en la apuesta por energías renovables a nivel local podría variar de acuerdo a los temas que tenga en agenda cada candidato.

“Y yo creo que aquí en Puerto Rico, cualquiera de los candidatos o candidata que gane a la gobernación como tal va a continuar con algún tipo de compromiso con la transición a renovables. Pero va a haber distintos énfasis en cuanto a eso, por ejemplo, en el caso de Jennifer González aunque sí favorece a la energía renovable, y de hecho ha hecho expresiones para apoyar el reclamo de que la Junta de Control Fiscal de Puerto Rico no elimine o minimice los beneficios de la ley de medición neta, ella ha hecho expresiones en apoyo de lo que llama “diversificación de combustibles” que se puede traducir en que está bien que exista renovable, pero es la postura que favorece también la integración de cada vez más gas natural al sistema de generación de energía en Puerto Rico”, concluyó Ramón Luis Nieves, director ejecutivo de Justicia Energética Puerto Rico.

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Ayer se realizó el seminario internacional virtual titulado “El Futuro de la Transición Energética en el MERCOSUR”, donde mujeres líderes de la región disertaron sobre los retos, oportunidades y tendencias actuales y que se avecinan para avanzar hacia una matriz más limpia, sostenible y equitativa. 

El seminario co-organizado por la Asociación Uruguaya de Mujeres en Energía, la Asociación Argentina de Mujeres en Energías Sostenibles y el portal de noticias Energía Estratégica, contó con un panel de debate dedicado a las políticas públicas y su influencia en el futuro energético de la región

Veronica Geese, secretaria de Energía de la provincia de Santa Fe, Blanca Palumbo, consejera en Coordinador Eléctrico Nacional de Chile, María Antonia Gwynn, co-chair de LATAM del World Energy Council, y Carmen Sanches, subsecretaria de Innovación y Transición Energética de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica de Brasil, analizaron las perspectivas venideras y dieron a conocer las medidas en las que están trabajando en la materia. 

Es por ello que durante el evento se hizo hincapié en la importancia de avanzar en distintas tecnologías quer permitan descarbonizar el MERCOSUR, ya sea desde el lado de la generación distribuida como a gran escala, así como también la importancia de contar con alianzas internacionales estratégicas para la integración regional y el avance de nuevos proyectos.

“Nos enfocamos en la descarbonización y la sustentabilidad, principalmente del transporte y la industria, adoptando tecnologías más limpias. Es decir, vestigios positivos para avanzar en innovaciones tecnológicas como pilar central. 

“Debemos alinear el desarrollo de infraestructuras con las inversiones en generación renovable. Los países se pueden beneficiar, como por ejemplo con las interconexiones eléctricas, analizando cómo potenciar las existentes para mayores intercambios o qué más se necesita para posibilitar el tránsito de energía entre dos países a través de un tercero. O mismo armonizando normas institucionales y marcos legales que ayuden a superar los obstáculos”, señaló María Antonia Gwynn. 

“Hay vestigios positivos para avanzar en innovaciones tecnológicas como pilares centrales. Y si bien a nivel regional hay complejidades a superar, como por las regulaciones de cada país, las medidas de mercado y por tanto debemos tomar recaudos, espero que se puede desenvolver la colaboración internacional para un mercado regional con más fuentes de generación”, añadió Carmen Sanches.

“Se requiere trabajar en conjunto para habilitar la complementariedad entre los sistemas energéticos, que éstos cumplan con el cuidado del medio ambiente, eviten costos innecesarios y ayuden al comercio en la región”, complementó Emaldi. 

De igual manera, desde el Coordinador Eléctrico Nacional de Chile reflejaron la importancia de contar con tecnologías tanto a nivel nacional como regional para brindar más estabilidad a la red ante la riqueza de insumos ERNC, como por ejemplo a través de condensadores síncronos.

Incluso, el propio CEN de Chile realizó la primera licitación pública internacional para la construcción y explotación de Servicios Complementarios de Control de Tensión (SSCC) por aportes de potencia de cortocircuito, donde finalmente adjudicó cinco proyectos de las empresas Alupar, Engie y Transelec; mientras que la prestación del servicio comenzará a durante el año 2027 y se remunerará por una anualidad durante 25 años. 

“Ello permitirá integrar más energía renovables en el norte del país, bajar costos y no tener centrales térmicas a carbón funcionando durante el día. Es decir que siempre buscamos cómo mejorar los procesos y trasladar la generación de proyectos ERNC”, afirmó Blanca Palumbo.

Mientras que por el lado de la provincia de Santa Fe, su secretaria de Energía reconoció que los grandes focos están puestos en la adopción de más generación distribuida y el avance de las bioenergías que contribuyan a la generación de la cadena de valor local. 

“Tratamos de escalar en generación distribuida, por el momento fotovoltaica, a través del Programa Prosumidores 4.0, para que ese ecosistema se desarrolle localmente en la provincia y de tal modo que tenemos la misión de llegar al 2025 con 12 MW de capacidad instalada en GD. Creemos que se llegará gracias a la recomposición tarifaria, la baja del impuesto país y que el sector productivo tome la iniciativa para ir hacia instalaciones de más de 100 kW de potencia”, vaticinó Verónica Geese.

“Además, hay mucho que trabajar en biometano y para eso estamos desarrollando una red de gasoductos troncales en zonas donde contamos con la biomasa necesaria. Es el camino al cual debe ir Santa Fe”, agregó. 

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Ayer se llevó a cabo con éxito el seminario internacional «El Futuro de la Transición Energética en el MERCOSUR», co-organizado por la Asociación Uruguaya de Mujeres en Energía, la Asociación Argentina de Mujeres en Energías Sostenibles y el portal de noticias Energía Estratégica.

Allí, especialistas regionales debatieron las tendencias, desafíos y oportunidades que enfrenta la región en su camino hacia una transición energética más sostenible y equitativa.

En este marco, el primer panel de debate titulado “Empresas y prospectiva de la transición energética” estuvo encabezado por 4 ponentes de primer nivel: Mariana Iribarne, gerente de Relaciones Institucionales y Sostenibilidad de YPF Luz; Gisele Astorga Viveros, directora Corporativa de Relaciones con los Clientes de AUREN Energía; Susana Muñoz Espinoza,  gerente de Asuntos Públicos de Pacific Hydro e Irene Alfaro, directora Gerente de ARPEL.

Cada una de ellas, brindó su visión sobre los requisitos necesarios para contribuir a la transición energética dentro de los países del MERCOSUR.

La primera en exponer fue Iribarne quien señaló: “Argentina tiene una oportunidad muy fuerte de continuar ampliando su red y su capacidad instalada de renovables con un fuerte enfoque en la minería sustentable. Tenemos el desafío de fortalecer la infraestructura de transmisión como pasa en muchos países de la región y deberemos trabajar fuerte en ello”

Según la vocera de YPF Luz en Argentina la energía renovable se ha vuelto competitiva con el sinceramiento de tarifas y el “Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones» (RIGI). Además, augura nuevos cambios regulatorios que derivarán en la incorporación masiva de energía renovable. 

“Hay que prepararse para un escenario muy competitivo donde tendremos que traer ofertas de digitalización e innovación para que el cliente tenga energía confiable. Esto comprueba que la seguridad jurídica y regulatoria para proyectos de largo plazo es super necesaria ya que abre nuevas oportunidades a inversiones de transmisión”, argumentó.

En sintonía con esa visión, Susana Muñoz Espinoza, Gerente de Asuntos Públicos de Pacific Hydro, proveedora de soluciones de energía limpia a nivel global con fuerte presencia en Chile, coincide: “Se necesita un marco concreto de acción que no cambie las reglas de juego constantemente y vemos la voluntad del gobierno chileno por concretarlo”. 

También solicitó mecanismos financieros que incentiven ciertas inversiones renovables y la creación de mercado eléctrico integrado entre los países del Mercosur que optimice el uso de los energéticos renovables e impulse la confianza de los inversores. 

De esta forma, advirtió que a nivel país se están debatiendo cambios y esquemas regulatorios para que la transición energética se de la forma más justa posible.

“Chile tiene muchas ventajas que capturaron el interés de inversionistas internacionales. Los proyectos de almacenamiento como complemento de la energía solar están creciendo bastante y esperamos que esta tendencia continúe. En línea con este crecimiento, Pacific Hydro apuesta a triplicar su capacidad instalada en el país para el 2028”, reveló.

Por su parte, Gisele Astorga Viveros, directora Corporativa de Relaciones con los Clientes de AUREN Energía, una de las plataformas de comercio de energía renovable más grandes de Brasil habló del rol dominante que tienen en el país y su objetivos de expansión a otros países.

“Auren es una generadora 100% renovable con una cartera consolidada de stakeholders interesados en invertir en Brasil. Estamos en un proceso de fusión con AES y tenemos una capacidad instalada de 8.8 GW en generación hidroeléctrica, eólica y solar, entre otras”, destacó.

En este sentido, explicó que Brasil tiene la matriz energética más limpia de Latam y el objetivo es mantener esta virtud. Con la innovación en su ADN, Auren busca ayudar a sus clientes con sus metas de descarbonización.

Según la ejecutiva en sus plataformas de comercialización, existe un potencial en el mercado brasileño de más de 165 mil unidades de consumo que podrán migrar al mercado libre y escoger su energía renovable. 

“Esta apertura del mercado trae mucha competitividad y muchos comercializadores preparados. No obstante, el gran desafío de llevar estas plataformas de comercialización a otros países de Mercosur es que las reglas tienen que ser muy claras para dinamizar el mercado de energía”, enfatizó.

Por último, Irene Alfaro, Directora Gerente de ARPEL, asociación sin fines de lucro que nuclea a empresas e instituciones del sector petróleo, gas y energía renovable de América Latina y el Caribe, habló de las claves para avanzar en la diversificación de la matriz respetando siempre las necesidades locales de cada región.

“La transición energética justa se basa en el derecho al desarrollo sostenible. Debemos abrir el diálogo para impulsar el avance de energías renovables en la región en un entorno de negocios competitivo. Por ello, redactamos documentos en los que destacamos la necesidad de marcos regulatorios competitivos que reduzcan los costos de la transición y sean atractivos para las inversiones”, comenzó.  

Teniendo en cuenta que la demanda de energía primaria en Latam se va a duplicar al 2050, la experta habló de la necesidad de estar preparados para hacer frente a esas proyecciones.

“Para contribuir a la transición energética es esencial construir progresivamente ecosistemas de innovación basados en 4 pilares: la renovabilidad, la eficiencia energética, la seguridad y la resiliencia. En estos deben converger con políticas públicas y marcos regulatorios claros para estimular las inversiones, con especial atención a los costos de la energía y la protección a las poblaciones vulnerables”. 

Para ello, concluyó que la optimización de los recursos es crítica para los países emergentes sobre todo teniendo en cuenta las debilidades de infraestructura existentes.

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Como ya había anticipado Energía Estratégica, debido a la considerable baja de los costos de paneles solares el último año, el mercado solar de generación distribuida viene creciendo exponencialmente en Perú y  Amara NZero, proveedor integral para proyectos relacionados con la transición energética, se planteó ambiciosos objetivos en este segmento.

Teniendo en cuenta que se estima un crecimiento de 60 GW en generación distribuida proyectadas para este 2024 en Perú, la compañía se propone liderar el 30% de esa cuota de mercado, convirtiéndose en un aliado estratégico para el sector eléctrico.

A pesar de los ambiciosos objetivos de crecimiento que tiene la compañía en el país, Rolando Garay, Country Manager Perú en  Amara NZero Perú identifica ciertos retos que hay que superar para  dar un salto en dicho segmento, en diálogo con este medio.

“Es complejo definir las reglas completas que nos ayuden a generar la inercia que tiene un mercado maduro de alta inserción de energías renovables (como ya sucede en muchos países del mundo), sin embargo, sería importante ir adquiriendo medidas básicas y directas de implementar que nos ayuden a incentivar el mercado de generación distribuida”, explica.

Y agrega: “Por el momento el mercado de generación distribuida no permite la inyección de energía a la red pública de parte de un sistema de autoconsumo, por lo que no se puede aprovechar siempre el 100% de la energía que se produce. Esto resulta ser una limitante en algunos casos (principalmente en el mercado residencial) quienes aún no terminan de poder acoplar la tecnología”, alerta. 

Para dar respuesta a estas barreras, Garay sugiere replicar modelos de pares latinoamericanos para aplicar medidas de ágil implementación que ayuden a incentivar este segmento.

“Tenemos casos de la región que se pueden usar de ejemplo, como la eliminación de aranceles a los paneles solares, la depreciación acelerada en un sistema fotovoltaico implementado, o que se pueda usar el pago del impuesto de un proyecto solar como escudo fiscal en la declaración de renta de una empresa”, destaca. 

Así mismo, propone adaptar inicialmente un mecanismo de net metering con las concesionarias en las facturas de electricidad para la inyección a red de sistemas de autoconsumo.

Por otro lado, aún sin un reglamento para la generación distribuida, el ejecutivo afirma que el sector comercial e industrial sí se ha encontrado con una interesante oportunidad debido a la creciente subida de los precios de electricidad en el mercado libre. 

“Hay empresas que hoy están firmando PPAs a 60 USD/MWh cuando el costo nivelado de una planta solar ya se encuentra alrededor de los 40 USD/MWh en algunas regiones de buen recurso solar”, concluye.

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El gobierno de Chile anunció nuevos beneficios para incentivar la generación distribuida en las micro, pequeñas y medianas empresas (MiPyMEs) del país, con el objetivo de suavizar el impacto de las alzas de las tarifas eléctricas. 

A través de un trabajo en conjunto entre el Ministerio de Energía, el Ministerio de Hacienda, el Ministerio de Economía, Fomento y Turismo y , el Poder Ejecutivo permitirá que las MiPyMEs opten por un crédito tributario para instalar sistemas solares. 

«Habrá un apoyo a la inversión para paneles fotovoltaicos que les permita producir energía verde y a bajo costo en sus locales», afirmó el ministro de Economía, Fomento y Turismo de Chile, Nicolás Grau, a través de sus redes sociales. 

“Será un crédito tributario del 25% de la inversión, que irá contra el impuesto de primera categoría, es decir, contra las utilidades. Y en el caso de las micro, pequeñas y medianas empresas que no tengan utilidades, operará en la práctica como una transferencia a la PyMEs”, explicó.

Esto significa que funcionará como una especie de subsidio para el 25% de la inversión; mientras que el 75% restante de la inversión para los sistemas de generación renovable podría ser considerado gasto y contabilizado como depreciación acelerada. 

“Esto implicará un proyecto de ley que esperamos anunciar pronto cuando será su ingreso, que nos permitirá ayudar a las pymes en este tránsito hacia una economía verde, por supuesto reduciendo sus costos, minimizando el impacto de las alzas tarifarias y ayudando a nuestra economía a transitar hacia una economía más verde”, aclaró el funcionario que está en el cargo desde el 2022. 

Esta medida se sumaría a aquella incluída por el Ministerio de Energía en el proyecto de ley para ampliar la cobertura del subsidio eléctrico a 4,7 millones de usuarios, donde se propone habilitar, de forma transitoria, que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) inyecten y retiren energía en el mismo punto de conexión, para comercializarla con las concesionarias de servicio público de distribución que presten servicio en dicha zona. 

Y las distribuidoras podrán traspasar dicho precio a la bolsa de clientes conformada por las MiPyMEs y operadores de servicios sanitarios rurales que cumplan con los requisitos objetivos de focalización. Es decir que, de aprobarse el proyecto de ley, ese tipo de clientes regulados del sector comercial podrán comprar energía a los PMGD y así disminuir en aproximadamente un 7% del precio de la energía.

Cabe aclarar que la propuesta establece un techo anual de 500 GWh/año de la totalidad de inyecciones PMGD que podrían ser destinadas a ese mecanismo y su implementación será por medio de una bolsa de precio preferente, donde las MyPyMEs deberán postularse para acceder a este tipo de mercado. 

Y si bien el tratamiento de este último proyecto de ley mencionado comenzó su tramitación el pasado miércoles, es preciso recordar que la iniciativa es resistida por el sector renovable de Chile dado el posible impacto negativo que podría acarrear (en conjunto con otras medidas del PdL), a tal punto que ACERA y ACESOL alertaron defaults financieros y quiebre de proyectos PMGD. 

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Future Energy Summit (FES) arribará a Chile por tercer año consecutivo con un nuevo mega evento en la ciudad de Santiago y ratificará su rol como plataforma líder de eventos para profesionales de las energías renovables de Iberoamérica. 

La cita de FES Chile será los días 27 y 28 de noviembre en el Hotel Intercontinental Santiago (Av. Vitacura 2885, Las Condes), donde se reunirán más de 400 CEOs, referentes de compañías líderes, autoridades de gobierno, inversionistas, desarrolladores de proyectos, tecnólogos, EPCistas, generadoras y gremios del sector, que se verán las caras en el evento que contará con espacios destinados al networking, entrevistas exclusivas y debates significativos junto a grandes players públicos y privados de las renovables de Latinoamérica. 

Dentro del repertorio de especialistas que pasarán por el escenario y acompañarán la cumbre FES Chile, se destaca la presencia de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL), la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 Perú) y la Agencia Sostenibilidad Energética de Chile (AgenciaSE). 

ACERA agrupa a más de 150 socios entre desarrolladores, generadores y proveedores de productos y servicios, nacionales y extranjeros, en toda la cadena de valor; por lo que su contribución será clave si se trata del diálogo para fomentar las renovables en el país. 

Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de ACERA, repetirá participación en una cumbre de Future Energy Summit tras lo hecho en la edición 2023, donde remarcó la importancia de brindar claridad sobre el efecto de las renovables en las tarifas y puso foco en los pasos necesarios para alcanzar la descarbonización en los próximos años (ver nota). 

Incluso, dicho gremio recientemente dio a conocer que Chile posee más de 7 GW de proyectos en pruebas y distintas fases de construcción, por lo que la potencia ERNC y de almacenamiento podría superar los 22 GW en los próximos meses si se concretan todas las inversiones, mientras que a 2026 se espera un 56% de participación en la matriz por parte de esas tecnologías.

ACESOL es otra entidad que no puede faltar en la nómina para abordar el impulso a las renovables, dado que engloba a más de 150 entidades del sector solar y que está activamente involucrada tanto con proyectos de capacidades menores hasta la utility scale. 

Bárbara Barbieri Yañez, presidenta de ACESOL (reelecta para el periódo 2024-2026) también repetirá asistencia al evento FES Chile luego de una edición 2023 en la que brindó una ponencia exclusiva donde enfatizó en la necesidad de avanzar en el marco normativo lo más rápido posible para cumplir con las metas de generación renovable y consideró esencial que entre en vigor la «ley de cuotas», la cual busca incrementar el límite de potencia del Net-Billing a 500 kW. 

Asimismo, a lo largo del corriente año, ACESOL – en conjunto con la  Universidad Adolfo Ibáñez – lanzó una plataforma web de análisis de redes de distribución para la integración eficiente de recursos energéticos distribuidos y pidió la continuidad de la certeza regulatoria para proyectos PMGD frente a los cambios planteados por el gobierno (ver nota). 

Por el lado de H2 Perú es una asociación sin fines de lucro fundada a fines del 2020, que genera espacios de interacción 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”, sumado a que la asociación que preside hizo fuerzas para lograr la modificación de hidrógeno verde que figuraba en el artículo 2 de la Ley N° 31992 (Ley del fomento del hidrogeno verde.

Hecho que culminó con la correcta inclusión del H2V como «aquel obtenido del agua mediante procesos que utilizan como fuente de energía a los recursos energéticos renovables”, lo que significa un hito positivo para el sector de las fuentes no convencionales ya que diversos actores tanto públicos como privados venían reclamando este cambio para cumplir con los estándares a nivel internacional.

Mientras que la Agencia de Sostenibilidad Energética de Chile es una fundación de derecho privado sin fines de lucro, que tiene el objetivo de promover, fortalecer y consolidar el uso eficiente y sostenible de la energía a través de la implementación de iniciativas público-privadas. 

Rosa Riquelme, directora ejecutiva de la AgenciaSE, será otra de las figuras que volverá a decir presente en asistencia en la cumbre de FES Chile, pero en esta oportunidad lo hará en el panel de debate denominado “La apuesta del sector público chileno para una matriz renovable”, considerando que la entidad destacó la importancia del Programa Casa Solar y que en 2024 llamaron a instaladoras a participar del “Programa de Desarrollo de Capacidades en el Sector Financiero Local”, entre otros hitos. 

Por todo ello y más es que las jornadas del 27 y 28 de noviembre de FES Chile serán la cita ideal para debatir y disertar sobre los temas fundamentales para el crecimiento de las tecnologías verdes.

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El Negociado de Energía de Puerto Rico aprobó tres nuevos contratos relacionados a proyectos de energía solar y almacenamiento. Estos proyectos, que forman parte del segundo tramo de la Solicitud de Propuestas (RFP), consisten en una central de energía solar fotovoltaica de 20 MW, otra central solar fotovoltaica de 40 MW y un sistema de almacenamiento de energía con baterías de 60 MW (240 MWh o su equivalente).

Aún no es de público conocimiento cuáles son las empresas detrás de estos proyectos. La Resolución y Orden de este lunes 26 de agosto del 2024, identifica a los mismos dentro de los Apéndices A, B y C de la resolución, los cuales serán confidenciales hasta la ejecución de los contratos.

No obstante, el Negociado deja expresamente aclarado que cada uno de estos proyectos ha sido diseñado para integrarse de manera segura y eficiente en la red eléctrica existente, y que el proceso de evaluación incluyó un análisis detallado de los precios propuestos, asegurándose de que fueran competitivos y estuvieran alineados con los estándares de la industria.

La evaluación también consideró los estudios de interconexión presentados por la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE), los cuales demostraron que la integración de la nueva capacidad de generación y almacenamiento no comprometerá la estabilidad ni la confiabilidad de la red eléctrica de Puerto Rico.

El Negociado de Energía enfatizó mediante la Resolución publicada que estos acuerdos están en plena conformidad con el Plan Integrado de Recursos (PIR) aprobado, un elemento clave para asegurar que la expansión de la capacidad de generación renovable se realice de manera ordenada y efectiva.

En este sentido, los términos y condiciones de los contratos fueron escrutados para garantizar que cumplan con los principios de la política pública energética y el PIR, asegurando que la inversión en estos proyectos contribuya a la transición hacia un sistema energético más sostenible y menos dependiente de fuentes de energía contaminantes. Además, el Negociado se aseguró de que las tarifas y condiciones de interconexión sean justas y razonables, protegiendo así el interés público y los recursos financieros del estado.

Confidencialidad y próximos pasos

Es importante insistir que los detalles específicos de los proyectos contenidos en los Apéndices A, B y C de la resolución permanecerán resguardados hasta que los contratos sean ejecutados. Esto se debe a que la AEE ha solicitado un tratamiento confidencial para estos documentos, una solicitud que fue aprobada por el Negociado de Energía después de una revisión detallada de los argumentos presentados y la legislación aplicable. Según la Ley 57-2014, el Negociado tiene la facultad de otorgar tal confidencialidad para proteger información sensible mientras se asegura de que la transparencia y el interés público no se vean indebidamente afectados.

El siguiente paso en este proceso es que la AEE obtenga la aprobación de la Junta de Supervisión y Administración Financiera para Puerto Rico (FOMB/JSAF). Este requisito es esencial antes de que los contratos puedan ser formalmente ejecutados. Sin la aprobación de la FOMB, los contratos podrían ser declarados nulos, lo que subraya la importancia de este paso en el proceso de contratación.

Order Approving Tr 2 Contracts

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El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) lanzó una convocatoria para la presentación de manifestación de interés para el diseño del Cap & Trade en Argentina, con el objetivo de lograr la implementación de un mecanismo de mercado que permita incentivar una determinada reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) al mínimo coste.

La consultoría tiene como objetivo establecer un esquema de límites máximos y comercio robusto en Argentina, evaluando aspectos como diseño del sistema, sectores y GEI cubiertos, asignación de derechos de emisión, sus resultados y cumplimientos.

Mientras que el diseño del marco regulatorio y de mercado deberá incluir análisis comparativos de sistemas internacionales, evaluación de las emisiones actuales y establecimiento de límites de emisiones realistas. 

El presupuesto estimado para esta convocatoria es de USD 100.000.000 y las expresiones de interés se podrán presentar en formato PDF hasta el 6 de septiembre del corriente año a través del Portal de Postores para la Selección y Contratación de Empresas Consultoras para Operaciones Ejecutadas por el BID. 

En tanto que si la propuesta es seleccionada, se invitará a la entidad oferente a negociar un contrato para el diseño del mercado de derechos de emisiones de gases de efecto invernadero en el país. 

Y cabe recordar que Argentina presentó su primera Contribución Determinada a Nivel Nacional (NDC) en 2015, que fue revisada en 2016, y su segunda NDC en 2020, que fue revisada en 2021, comprometiéndose con una meta aún más ambiciosa que la primera: limitar las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) a un nivel un 27% inferior al de la primera NDC previamente comprometida.

“Para cumplir con los compromisos asumidos por nuestro país, es necesario involucrar a los sectores responsables de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) que impactan el clima y la población en general. Para ello, es crucial establecer incentivos económicos claros que indiquen con precisión la dirección en la que avanzar”, sostiene el documento de la convocatoria. 

Incluso, el mecanismo de Cap & Trade ha sido una premisa planteada en reiteradas oportunidades por la gestión actual; ya sea por el actual secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, durante la campaña electoral presidencial de Javier Milei (ver nota), o mismo por Mariela Beljansky desde que asumió como subsecretaria de Transición y Planeamiento Energético. 

En aquel entonces, Beljansky vaticinó que se asignarían umbrales de derechos de emisión de forma anual y obligatorios, compatibles con cumplir el Acuerdo de París, a cada uno de los sectores y subsectores de la economía.

Con ello se buscará no perjudicar a quienes ya hayan avanzado en la materia, como también dejar que haya un porcentaje sobrante de derechos de emisión de GEI sin asignar para el año próximo, en pos de que puedan aparecer nuevos players en los distintos segmentos de la economía argentina, entre ellos el sector energético.

Mientras que aquellas entidades que deseen participar en un mercado de carbono (diferente al mercado de derechos de emisión que propone el Poder Ejecutivo) y realizar proyectos de bonos de carbono y venderlos en un mercado voluntario, también serán consideradas al momento de que se evalúe el nivel de emisiones de una compañía. 

Asimismo, la subsecretaria de Transición y Planeamiento Energético vaticinó en su momento que podría implicar penalidades para las empresas que no cumplan o superen el umbral que se establezca; aunque en primera instancia habrá derechos de emisión de GEI gratuitos y posteriormente un plazo de tiempo para que una entidad pueda comprarlos en el mercado. 

Pero de continuar el incumplimiento, sí existirá una penalización, a pesar que no sea la intención, sino más bien que la propia señal de precio sea suficiente para que se llegue a un acuerdo en las transacciones económicas entre privados que necesitan comprar derechos de emisión y quienes deseen venderlos.

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La Autoridad Nacional de Licencias Ambientales resolvió el recurso de reposición interpuesto por la sociedad Enlaza Grupo de Energía de Bogotá para el proyecto Línea de Transmisión Asociada a la Conexión Cuestecitas Colectora 1 a 500 kV, localizado en los municipios de Uribia, Manaure Albania y Maicao, en el departamento de La Guajira.

De acuerdo con la licencia otorgada el 12 de junio de 2024, el Grupo de Energía de Bogotá interpuso recurso de reposición, buscando subsanar algunas actividades que se habían negado en la licencia.

El recurso de reposición interpuesto se enfocó principalmente en temas relacionados con el área de la nueva subestación Colectora, las vías de acceso al proyecto, la viabilidad de ciertos sitios de torre y plazas de tendido, el aprovechamiento forestal en la zona de la subestación y la negación del permiso de aprovechamiento forestal sobre la servidumbre, así como en algunas ocupaciones de cauce, la temporalidad de presentación de los programas y fichas del Plan de Manejo Ambiental y del Plan de Seguimiento y Monitoreo, entre otros aspectos; todos los cuales fueron evaluados y, con base en los argumentos presentados, definidos dentro del recurso de reposición.

El proyecto está conformado por dos líneas de transmisión eléctrica paralelas de 500 kV (denominadas como línea A y B), en doble circuito, proyectadas entre la subestación Colectora 500 kV (localizada en el municipio de Uribia) y la subestación Cuestecitas 500 kV (localizada en el municipio de Albania), con una longitud de 114,45 km para la línea A y de 114,06 km para la línea B.

Las líneas de transmisión Cuestecitas – Colectora serán de gran importancia para la transición energética, ya que serán las encargadas de evacuar toda la generación de energía proveniente de los proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) en La Guajira para incorporarla al Sistema de Trasmisión Nacional.

Con este proyecto, ya son 17 las líneas de transmisión viabilizadas ambientalmente por la ANLA desde el 2018.

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Esta semana comenzó Intersolar South America 2024 la feria más grande de la industria de la energía solar de la región, que se llevará adelante hasta el día de hoy en São Paulo, Brasil. Allí, empresas líderes del sector fotovoltaico presentan sus últimos avances tecnológicos con el objetivo de demostrar su compromiso con la innovación y la excelencia.

Una de ellas, es Antaisolar, compañía global dedicada al desarrollo, fabricación y suministro de estructuras de soporte para paneles solares que si bien fue fundada en Xiamen, China, en 2006, también tiene presencia en mercados estratégicos de América del Norte, Europa y América Latina.

En el marco de la feria, Marcelo Pes, Country Manager Brazil de Antaisolar, participó del ciclo «Protagonistas» de Energía Estratégica, donde reveló los objetivos de crecimiento que tienen previstos para la región latinoamericana.

“Para 2024, Antaisolar tiene expectativas ambiciosas en términos de expansión en América Latina, particularmente en proyectos de montaje en suelo Fix y Tracker. Tenemos actualmente más de 500 MW instalados y buscamos alcanzar el hito de nuestro primer GW en la región para fines de este año”, señaló.

Y agregó: “Apuntamos a instalar cientos de megavatios concentrándose en proyectos de gran escala (utility-scale) en países como Brasil y Chile, donde el crecimiento del sector es más robusto y en segundo plano en Argentina y Colombia”.

De acuerdo al experto, en particular, Brasil ha emergido como un líder en la región, porque se han implementado marcos regulatorios que facilitan la instalación de sistemas de generación distribuida y proyectos de gran escala.

“La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), ha lanzado resoluciones que han incentivado a consumidores y empresas a invertir en energía solar para reducir sus costos energéticos y mejorar su sostenibilidad a través de exenciones fiscales. Estas políticas públicas han consolidado al país como el más grande y dinámico de energía solar en América Latina.”

Soluciones más demandadas

Según el ejecutivo, en Latam, la compañía está bien posicionada para capturar una porción importante de esos mercados en crecimiento, dado su enfoque en soluciones de alta eficiencia adaptadas a las condiciones locales.

En línea con esos objetivos, Pes destaca que una de los principales productos presentados en Intersolar Brasil 2024 es TAI-Simple, un sistema de seguimiento solar de un solo eje. 

Este sistema fue diseñado para maximizar la eficiencia energética, con la capacidad de adaptarse a grandes módulos bifaciales y ángulos de seguimiento de 60 grados, lo que resulta en un aumento conservador del 18% al 28% en la generación de energía. Además, ha sido optimizado para soportar condiciones extremas de viento y nieve, garantizando el funcionamiento seguro de las plantas solares en diversas condiciones climáticas.

Otro de los productos estrella planteados por el experto en el certamen son sus soluciones para cubiertas. Estas ofrecen flexibilidad y alta durabilidad, lo que las hace adecuadas para diferentes tipos de proyectos, desde pequeñas instalaciones hasta grandes plantas solares.

De esta forma, Antaisolar busca seguir creciendo en Latinoamérica con su amplia gama de productos para diferentes tipos de instalaciones solares, como sistemas de montaje en tejados, sistemas de montaje en suelo y seguidores solares. 

“Antai tiene constante inversión en pesquisa y desarrollo para crear nuevas tecnologías y mejorar continuamente sus productos, buscando satisfacer las demandas de un mercado en constante evolución y contribuir a la transición energética global hacia fuentes de energía más sostenibles. Por ello, es conocida por sus soluciones innovadoras y eficientes, centrándose en la calidad, la durabilidad y la facilidad de instalación”, concluyó.

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En julio de este año el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible publicó el decreto número 0852 por el cual se modifica el Decreto 1076 de 2015, en relación con las competencias para otorgar la licencia ambiental a los proyectos de exploración y uso de fuentes de energía alternativa virtualmente contaminantes y otras determinaciones.

Con esta medida, el gobierno ha decidido centralizar el análisis de los proyectos de generación eléctrica de 50 a 100 MW, transfiriendo esta responsabilidad de las Corporaciones Autónomas Regionales (CAR) a la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA), ubicada en Bogotá.

Decreto 852

En discrepancia con esta decisión del Gobierno, Iván Martínez Ibarra, presidente de EGAL, firma dedicada a la investigación y la ejecución de proyectos energéticos a gran escala presentó una demanda ante el Consejo de Estado, la cual ha sido admitida y está en curso.

En diálogo con Energía Estratégica, el demandante explica los motivos por los cuales la compañía tomó acción legal para darle nulidad a la normativa bajo el convencimiento de que este cambio podría ir en detrimento de la ejecución de proyectos de energía no convencional.

“El Decreto ha generado un amplio debate en los sectores energéticos y ambientales del país. Desde EGAL, hemos manifestado una firme oposición a esta medida, ya que consideramos que conlleva 5 consecuencias negativas que deben ser evaluadas a fondo”, señala.

Según Martínez Ibarra, las implicancias del decreto son las siguientes:

1: Debilitamiento de la autonomía regional: Las CAR han sido, históricamente, instituciones clave en la gestión ambiental de sus respectivas regiones, gracias a su profundo conocimiento de las particularidades locales, tanto en términos ecológicos como sociales. Al trasladar esta competencia a la ANLA, se les priva a las regiones de una herramienta vital para gestionar su propio desarrollo, lo que va en contravía de los objetivos de descentralización que el país ha venido promoviendo desde hace décadas.

2: Menor eficiencia en la gestión ambiental: Aunque la ANLA es una entidad reconocida por su capacidad técnica, la centralización de las competencias puede resultar en la creación de cuellos de botella y en una sobrecarga de solicitudes que afecte la eficiencia de los procesos. Las CAR, al estar más cerca de los territorios y de los actores involucrados, podrían gestionar estos procesos de manera más ágil y efectiva, respondiendo con mayor celeridad a las necesidades de los proyectos. La acumulación de trámites en una única entidad central podría, por el contrario, ralentizar la aprobación de licencias, generando retrasos que impactan negativamente en el desarrollo de los proyectos energéticos.

3: Desconocimiento de las realidades locales: Las CAR han demostrado, a lo largo de los años, un profundo entendimiento de las realidades sociales, culturales y ambientales de sus regiones. Este conocimiento es fundamental para la correcta evaluación de los impactos ambientales y para la mediación de posibles conflictos sociales que puedan surgir durante la ejecución de los proyectos. La centralización de esta función en Bogotá podría llevar a decisiones que no consideren adecuadamente estas particularidades, lo que podría desencadenar en una mayor resistencia por parte de las comunidades locales y en dificultades significativas durante la implementación de los proyectos.

4: Reducción de oportunidades laborales locales: los expertos, que han desarrollado sus capacidades en contextos específicos, podrían ver disminuidas sus oportunidades de empleo y desarrollo profesional si las decisiones clave se trasladan a Bogotá. Esto no solo afecta a los individuos, sino que también debilita las capacidades locales, limitando el crecimiento de un capital humano especializado que es esencial para el desarrollo sostenible de las regiones.

5: Mayor centralismo sin garantías de eficiencia: no existen argumentos objetivos para comprobar que este cambio en la gestión traerá mayor rapidez en los trámites. Por el contrario, la evidencia sugiere que la centralización no garantiza la eficiencia. 

De acuerdo a Ibarra, un claro ejemplo de esto es el caso de la línea de evacuación «Colectora» en La Guajira, un proyecto gestionado por la ANLA que ha enfrentado retrasos significativos durante años debido a inconvenientes ambientales y sociales, todos liderados desde el gobierno central. Este caso ilustra cómo la centralización no solo no resuelve los problemas, sino que en algunos casos los agrava, afectando el progreso de proyectos estratégicos para el país.

Por todo lo expuesto, el especialista cree que la demanda podría revertir la medida porque se basa en principios constitucionales fuertes, como la autonomía regional, y en la falta de justificación objetiva para la centralización.

Además, advierte que si se demuestra que el decreto afecta negativamente a las regiones sin una necesidad imperiosa, es probable que el Consejo de Estado falle a favor de anularlo.

“El gobierno parece creer, erróneamente, que este control centralizado permitirá un desarrollo más eficiente del sector. Sin embargo, discrepamos profundamente de esta visión, ya que consideramos que la participación activa de las regiones es fundamental para el avance del sector eléctrico”, explica.

Y agrega: “La realidad es que, bajo las leyes actuales, si las comunidades locales no están de acuerdo con un proyecto, este tiene pocas probabilidades de prosperar. Ignorar las particularidades y las necesidades de las regiones puede generar más obstáculos que beneficios. Creemos firmemente que un enfoque descentralizado, que empodere a las regiones y considere sus opiniones, es clave para el éxito de los proyectos energéticos en Colombia”.

A modo de conclusión, el consultor alerta que el decreto lejos de aportar soluciones, podría generar ineficiencias, aumentar los conflictos sociales y debilitar las capacidades de las regiones para gestionar su propio desarrollo de manera sostenible. 

Insiste en que esta medida carece de justificación objetiva en cuanto a la mejora de los tiempos de trámite y pone en riesgo el equilibrio regional y el progreso sostenible de Colombia. 

“Desde EGAL, abogamos por un modelo de gestión que fortalezca las capacidades locales y respete la autonomía regional, principios esenciales para el desarrollo equitativo y sostenible del país”, destaca.

Y concluye: “El núcleo del negocio de EGAL es el desarrollo de nuevos proyectos con Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER). Cualquier obstáculo que impida que este desarrollo se lleve a cabo de manera fluida es algo que buscamos evitar, como es el caso del decreto 852. Esta es la razón por la cual estamos actuando en este asunto”.

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El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil y la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) aprobaron la Subasta de Transmisión N° 2/2024, programada para el viernes 27 de septiembre en la sede del B3 de Sao Paulo. 

Durante el evento finalmente se licitará la construcción y mantenimiento de 784 kilómetros de líneas de transmisión y 1000 MVA en capacidad de transformación, además de la continuidad de la prestación de servicios públicos con 162,9 km de líneas y 300 MVA en transformación.

Es decir que la convocatoria tendrá casi 100 kilómetros más de obras de transporte eléctrico pero 450 MVA menos de nueva capacidad de transformación respecto a lo previsto originalmente cuando el gobierno lanzó la consulta pública correspondiente. 

Las obras en cuestión se subastarán en tres lotes diferentes (dos menos que lo propuesto inicialmente) a lo largo de los estados de Bahía, Espírito Santo, Minas Gerais, Paraná, São Paulo y Santa Catarina; y se espera que la construcción y mantenimiento de tal infraestructura permita crear cerca de 7060 empleos directos. 

¿A qué se debe la baja de algunas obras? A fines de julio del corriente año, el Ministerio de Minas y Energía de Brasil determinó el retiro del por entonces Lote N° 2 (proyectos en Rio Grande do Sul) con motivo de que se realice un nuevo estudio del trazado de las líneas de transmisión y la ubicación de las subestaciones inicialmente previstas. 

La principal justificación de ese retiro, en particular la subestación São Sebastião do Caí 2 y las líneas de transmisión 230 kV Caxias – São Sebastião do Caí 2 y 230 kV Ivoti 2, está vinculada a las severas inundaciones que afectaron a Río Grande do Sul entre abril y mayo, considerando que la excesiva precipitación afectó a más del 60% del territorio del estado​ 437 municipios reportaron daños. 

Pero a pesar de la quita de esos proyectos de transmisión eléctrica, el MME decidió continuar con la convocatoria. Y entre las particularidades de la misma se mantiene que el lote N°1 (Santa Catarina, Paraná, Minas Gerais y Espírito Santo) representará más del 85% de las inversiones estimadas.

Por lo que, para fomentar la competitividad en ese segmento, se dividió en dos sublotes (1A y 1B), pero se podrá ofertar por la totalidad del mismo o por ambos sublotes por separado y corresponderá a la ANEEL decidir la oferta con el menor Ingreso Anual Permitido. 

Lo peculiar es que el sublote 1A cuenta con instalaciones al final de la concesión y la nueva empresa de transmisión será responsable del mantenimiento de estos proyectos a partir del 18 de julio de 2025, incluyendo los refuerzos y mejoras necesarios, además de la nueva instalación de transmisión.

A continuación, el detalle de las obras en cada uno de los segmentos a subastar: 

Lote 1A:

Nuevas instalaciones:

LT 525 kV Abdón Batista 2 – Curitiba Oeste C1, CS, con 258,7 km;
LT 525 kV Abdón Batista – Abdón Batista 2, C1 y C2, CD, con 2 x 4,7 km;
LT 345 kV Jaguara – Araxá 3 C1, con 58 km.
SE 525 kV Curitiba Oeste;
SE 525 kV Abdón Batista 2;
Tramos de LT 525 kV entre el tramo de LT 525 kV Bateias – Ponta Grossa, C1, en SE Curitiba Oeste, con 18,3 km.

Instalaciones existentes para la prestación continua de servicios públicos de transmisión:

LT 230 kV Aimorés – Conselheiro Pena C1, con 72 km;
LT 230 kV Aimorés – Mascarenhas C1, con 13,6 km;
LT 230 kV Conselheiro Pena – Governador Valadares 6 C1, con 71 km;
LT 230 kV Governador Valadares 2 – Governador Valadares 6 C2, con 6 km;
SE 230/138 kV Mascarenhas – 300 MVA;
SE 230 kV Aimorés

Lote 1B:

LT 525 kV Abdon Batista 2 – Segredo C1, CS, com 230 km;
LT 525 kV Cascavel Oeste – Segredo C1, com 187,2 km;

Lote 3

SE 440/138 kV Estância – (6+1R) x 100 MVA;
Tramos de LT 440 kV entre SE Estância y el tramo de LT 440 kV Bauru – Salto, C1, con 2 x 1,2 km.

Lote 4

SE 500/138 kV Bar II – (6+1R) x 66,6 MVA y nuevo sector 138 kV

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La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) anunció la publicación de un nuevo informe semestral, destacando un crecimiento en rangos de 1,98% y 4,34% anual, considerando Grandes Consumidores Especiales, movilidad eléctrica y generación distribuida.

Según este informe, se estima que la demanda de energía eléctrica podría tener un crecimiento promedio anual de 2,38% en el escenario medio para el periodo 2024 – 2038.

Sobre la importancia del informe, Adrián Correa, Director de la UPME, subrayó que “desde la UPME nos basamos en información de demanda histórica, expectativas de crecimiento económico y otras variables determinantes en el nivel de consumo, con el objeto de proveer información objetiva que sirva de soporte a la toma de decisiones de inversión en infraestructura de abastecimiento energético y facilite la construcción de consensos sobre los proyectos y apuestas prioritarios del sector”.

El informe también destaca variaciones en la demanda no regulada durante el primer trimestre de 2024. Se destacan minas y canteras, con un crecimiento de 2,13%, alcanzando 632,78 GWh-mes.

El sector del comercio al por mayor y al por menor tuvo una demanda de 109,36 GWh-mes, registrando un aumento de 3,64%. La agricultura y otras actividades, por su lado, mostraron incrementos del 4% y 7,80%, respectivamente, entre otros.

La UPME ha programado la próxima actualización de este informe para principios de 2025, asegurando que los actores del sector dispongan de la información más actualizada y relevante para sus planes de inversión y desarrollo.

Es importante señalar que el informe semestral sobre la proyección de demanda de energía eléctrica es un elemento clave para la subasta de energía anunciada recientemente por la Comisión de Regulación de Energía y Gas- CREG. Esto, en última instancia, contribuirá a mejorar la confiabilidad del sistema eléctrico y la calidad en la prestación del servicio.

https://www1.upme.gov.co/DemandayEficiencia/Documents/Proyeccion_demanda_energia_electrica_y_potencia_maxima_rev_jul2024.pdf

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El 27 de agosto de 2024, comenzó Intersolar South America 2024 en São Paulo, Brasil, donde DAS Solar presentó su última serie N-type 4.0, junto con módulos ligeros y productos fotovoltaicos portátiles. Intersolar South America es un evento líder en la industria solar en América Latina y a nivel mundial, centrado en la energía fotovoltaica y solar térmica.

La Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica estima que la capacidad solar instalada de Brasil superará los 42,4 GW en abril de 2024, lo que representa un aumento del 50% respecto al año anterior y cubriendo el 18% de las necesidades eléctricas del país. El gobierno brasileño ha implementado una serie de medidas políticas para promover el crecimiento de una economía verde.

En la exhibición, DAS Solar mostró productos de alta eficiencia, incluidos los módulos bifaciales de doble vidrio N-type de 620W, 645W, 595W y el módulo ligero de 475W, atrayendo una atención significativa por parte de los asistentes.

Como líder en tecnología N-type, la compañía ha establecido el récord mundial de eficiencia de conversión de celdas TOPCon de gran área en tres ocasiones consecutivas en un período de ocho meses. La celda alcanza una impresionante eficiencia de producción en masa de hasta 26.6% y un voltaje de circuito abierto de 742mV.

Guiada por la estrategia de «un núcleo y tres ramas», DAS Solar desarrolló tres tecnologías complementarias: DBC, TSiP y SFOS, con el objetivo de mejorar la eficiencia de las celdas hasta el 40%.

Equipado con tecnología TOPCon 4.0 Plus, el módulo bifacial de doble vidrio de 66 celdas N-type presenta celdas rectangulares de 182×210 mm, ofreciendo una potencia superior a 620W. Su diseño optimiza el espacio en los contenedores, reduciendo los costos de transporte en aproximadamente un 4.13%.

En comparación con módulos con celdas cuadradas de 182 mm, reduce los costos BOS en alrededor del 1.48% y los costos LCOE en aproximadamente un 1.28%, generando importantes ahorros de costos y mejorando la eficiencia a lo largo de su ciclo de vida.

Además, el módulo ligero de 475W de media celda con marco utiliza tecnología de encapsulación sin vidrio, reduciendo el peso del módulo en más del 70% para la misma potencia de salida. Los estándares IEC para carga de nieve de 5400 Pa y carga de viento de 2400 Pa se cumplen gracias al diseño patentado del marco.

Con una estructura removible para un fácil mantenimiento y reparación, el módulo ligero es ideal para diversas aplicaciones debido a su facilidad de instalación y alta compatibilidad. Además, las mochilas fotovoltaicas y los módulos solares portátiles exhibidos también atrajeron la atención de los asistentes.

Los módulos de DAS Solar han demostrado un rendimiento excepcional, habiendo pasado con éxito rigurosas pruebas CE, triple IEC y triple PID. Certificados por su durabilidad y resistencia, pueden soportar PID prolongado, arena y polvo, niebla salina y amoníaco.

Como una empresa global líder en energía renovable, DAS Solar ha establecido subsidiarias en Alemania, Japón y Australia, ha sido incluida en la lista BloombergNEF Tier 1 PV Module Maker y se clasifica constantemente entre las Top 10 a nivel mundial.

DAS Solar ha desarrollado asociaciones extensivas con los principales distribuidores en Brasil y ofrece servicios locales integrales en diversas áreas, incluidas la instalación, el desarrollo de proyectos, el desarrollo comercial, la logística, el soporte técnico y el servicio doméstico. En el futuro, DAS Solar abordará proactivamente el cambio climático global y fortalecerá su camino hacia la expansión internacional.

La entrada DAS Solar presenta la serie N-type 4.0 en Intersolar South America 2024 se publicó primero en Energía Estratégica.

En un mundo cada vez más comprometido con la sostenibilidad y la eficiencia energética, las baterías se han convertido en un componente esencial en la transición hacia fuentes de energía más limpias.

Desde la alimentación de dispositivos electrónicos hasta el almacenamiento de energía para hogares y empresas, las baterías son fundamentales para un futuro más verde.

Growatt, reconocido como líder global en soluciones energía distribuida, se posiciona a la vanguardia de esta transformación energética.

Tecnología Avanzada en Baterías para Cada Aplicación

Growatt comprende la diversidad de necesidades en el campo de la energía, ofreciendo una amplia gama de baterías diseñadas para satisfacer las demandas de aplicaciones residenciales, comerciales e industriales.

Baterías de Fosfato de Hierro y Litio (LFP): Las baterías LFP de Growatt, como el modelo ARK 2.5H-A1 y la APX 14.3P-B1, son ampliamente reconocidas por su seguridad, durabilidad y estabilidad térmica. Estas características las hacen ideales para sistemas híbridos y aplicaciones de almacenamiento de energía a gran escala, donde la fiabilidad y la longevidad son factores clave.

Soluciones de Alto y Bajo Voltaje: Growatt ofrece soluciones tanto para sistemas de alto voltaje como de bajo voltaje, con modelos destacados como el HOPE 5.5L-A1 y el AXE 5.0L-C1. Estas baterías no solo garantizan un rendimiento superior, sino que también brindan una flexibilidad incomparable en términos de instalación y expansión, permitiendo adaptaciones según las necesidades del usuario.

Innovación como Motor de Cambio

La innovación es el núcleo de la filosofía de Growatt. Su compromiso con la investigación y el desarrollo continuo permite a la empresa ofrecer soluciones energéticas que son tanto tecnológicamente avanzadas como seguras y accesibles.

Las baterías de Growatt están diseñadas para operar de manera óptima incluso en condiciones extremas, asegurando un rendimiento confiable y duradero en diversas aplicaciones.

Compromiso con la Sostenibilidad

Más allá de la tecnología, Growatt se dedica a la construcción de un futuro sostenible. Las soluciones de almacenamiento de energía de Growatt contribuyen significativamente a la reducción de la huella de carbono, proporcionando a las comunidades y empresas medios eficientes para gestionar y almacenar energía limpia.

Para aquellos que buscan optimizar el consumo energético de sus hogares o requieren soluciones robustas para aplicaciones comerciales, Growatt ofrece la respuesta adecuada. Con una gama de productos que combina innovación, fiabilidad y sostenibilidad, Growatt sigue marcando el camino hacia un futuro energético más limpio y eficiente.

La entrada Las Baterías en Growatt: fundamentos y aplicaciones se publicó primero en Energía Estratégica.