El mega evento FES Iberia, organizado por Future Energy Summit, reunió a más 400 empresarios, académicos, y funcionarios del sector de las renovables con el fin de debatir sobre los principales temas de la agenda energética de España y Latinoamérica.

Uno de los paneles de debate estuvo orientado al panorama internacional de la transición energética en Iberoamérica, en el que Martín Parodi, managing director de TotalEnergies, analizó los retos y oportunidades para el avance de las renovables en Argentina. 

“Tuvimos un muy buen arranque desde el 2017 con la Ley N° 27191, de tal modo que hay poco más de 6000 GW de potencia instalada (sin contar hidroeléctricas de más de 50 MW de capacidad); pero aún en el total de la matriz, cerca del 45% aún es capacidad térmica fósil, por lo que hay margen donde crecer”, aseguró. 

“Aunque actualmente no se explora mucho la parte renovable y hay que construir líneas, es buen momento para entrar con inversiones renovables en Argentina y esperar un par de años más para estar preparados”, complementó. 

Entre los desafíos se destacan las dificultades para el pago de dividendos o compras de materiales y productos. Aunque, de acuerdo a lo que explicó Parodi, esto último se está flexibilizando, dado que antiguamente no se podían pagar paneles solares por adelantado sino que podía tocar a 180 o 360 días; pero actualmente se abonan en 30, 60, 90 o 120 días.

“El gobierno habla de que vendrá una inyección muy grande de dólares, lo que alentará a que esos pedidos y productos se puedan pagar inmediatamente”, añadió el especialista. 

Además, Argentina cuenta con poca o nula capacidad de transporte disponible en aquellas zonas con mejor factor de carga fotovoltaica o eólica, lo que deriva en que las empresas busquen llevar a cabo los parques en provincias con menos recursos e industrias vinculadas a la materia. 

Por ejemplo, en el mecanismo de asignación “pleno” del último llamado del Mercado a Término (MATER) sólo hay 280 MW para exportar en el corredor integrado por Misiones, Noreste Argentino y el Litoral.

Mientras que el mecanismo Ref “A” (curtailment de hasta 8%), sí posee potencia disponible para todos los corredores, puntualmente desde 1254 MW hasta 1754 MW, dependiendo si en algunos de ellos se adjudican centrales eólicas o fotovoltaicas (ver nota). 

Siguiendo esa línea, TotalEnergies ya confió que espera presentarse en alguna convocatoria del MATER antes de fin de año, que evalúa otras tecnologías además de parques solares y eólicos e intenta encontrar el mejor recurso donde haya disponibilidad de red o teniendo en cuenta el curtailment con alguna inversión en el sistema.

Una vez concretado su parque solar Amanecer, y si logra asignación con algún otra central, la compañía aumentará su capacidad renovable operativa en Argentina, la cual actualmente es de 278,4 MW repartidos en una planta fotovoltaica (Caldenes del Oeste – 30 MW) y tres parques eólicos (Mario Cebreiro, Vientos Los Hércules y Malaspina de 100 MW, 98 MW y 50,4 MW, respectivamente) 

¿Qué impacto puede tener un nuevo marco normativo?

Martín Parodi también reflexionó respecto a la ley de “Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos”, recientemente aprobada en el Congreso de Argentina y que contempla una serie de cambios e incentivos para el sector energético nacional. 

“En la ley de Bases hay una innovación para las inversiones a gran escala, es un paso adelante en hidrógeno”, sostuvo durante FES Iberia, pero dejando en claro que requieren grandes líneas de transmisión, puertos e inversiones para ese tipo de proyectos, como también la importancia de una ley propia de hidrógeno de bajas emisiones. 

Y cabe recordar que, semanas atrás, el secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, dejó entrever que el Poder Ejecutivo presentaría un nuevo proyecto de ley de H2, vinculado con las normas técnicas, esquemas de certificación y blending, a la par que actualizarán la  Estrategia Nacional para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno que lanzó el gobierno anterior. 

“Por otro lado, la minería es un foco en crecimiento, que a partir de la ley de bases hay mucho interés. Incluso, varias empresas mineras con las que estamos en contacto quieren volverse verdes, ser más renovables, cambiar fuente su generación, ya sea con sistemas off grid o conectados a la red”, agregó Parodi. 

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Continúa pendiente en Puerto Rico la elaboración del nuevo Plan Integrado de Recursos (PIR). Este documento, central para la planificación energética del archipiélago, debía ser revisado este año según lo estipulado en la Ley 57 del 2014. Sin embargo, la realidad ha sido diferente, dejando en vilo a todo el sector energético, que aguarda por esta hoja de ruta para el desarrollo y gestión de los recursos energéticos de Puerto Rico.

Ángel Rivera, CEO de Nu Energy Consulting Group LLC y excomisionado Asociado del Negociado de Energía de Puerto Rico, detalló en una entrevista con Energía Estratégica la serie de eventos que llevaron a la actual situación.

«Originalmente, la fecha de la nueva revisión era alrededor de enero de este año 2024. Sin embargo, luego de varias mociones de LUMA, porque se había atrasado un poco en contratar a la firma que le iba a dar asesoría para desarrollar el plan, el Negociado había establecido como nueva fecha de entrega al 28 de junio de este año», explicó Rivera.

Desde el año pasado, el Negociado había estado colaborando en la fase inicial del PIR, evaluando la estrategia de LUMA para su preparación. Durante este periodo, LUMA no había presentado problemas significativos y mantenía una perspectiva positiva sobre cumplir con la fecha establecida. Sin embargo, en mayo de este año, la empresa presentó una moción indicando que sería imposible cumplir con la entrega del plan en junio y solicitó una prórroga.

«La razón por la cual LUMA solicita la suspensión de esa fecha era de que aparentemente había tenido un problema en la utilización del modelo de expansión de capacidad que se supone que se utiliza para desarrollar el plan y que estaba en el proceso de resolverlo», explicó Rivera. Finalmente, el 28 de junio, LUMA solicitó una nueva prórroga hasta el 28 de mayo del próximo año, argumentando que ya había resuelto el problema técnico pero que aún estaban en proceso de completar el desarrollo del plan.

Este retraso ha generado preocupaciones significativas, especialmente considerando que el PIR actual señala la necesidad urgente de añadir al menos 3,750 megavatios (MW) de generación renovable y unos 1,750 MW en baterías para hacer frente a la creciente demanda energética. Rivera destacó que aunque los contratos del primer tramo de estas adiciones ya fueron adjudicados y están en construcción con una fecha de operación comercial antes de finales de 2025, los tramos dos y tres ni siquiera han sido adjudicados aún. «Es altamente probable que esa meta del plan integrado de recursos de desarrollar toda esta energía renovable antes de ese plazo del 2025 no se cumpla», alertó el CEO de Nu Energy Consulting Group LLC y excomisionado Asociado del Negociado de Energía de Puerto Rico.

La situación se agrava aún más cuando se considera el estado actual de las generadoras base en Puerto Rico, muchas de las cuales datan de los años 60 y 70 y están al borde de su vida útil. «El asunto de generación aquí en Puerto Rico es un asunto serio. Estos atrasos significan que esa transición que se supone que se diera a fuentes renovables se va a atrasar», enfatizó Rivera.

De allí, también se refirió a la importancia de actualizar los presupuestos y datos utilizados en el PIR actual, que datan de 2018-2019 y ya están obsoletos. «Es imprescindible actualizar el PIR, especialmente dado el caso que el mandato de ley es que las acciones que se pueden utilizar para el upgrade del grid tienen que venir del plan integrado. Así que, en la medida en que estemos con algo que tiene datos de 6 años atrás, que no se ha podido desarrollar, que no se dieron las expectativas, no se dieron los desarrollos según la planificación previa, pues nos ponen una situación bastante crítica específicamente en términos de generación», puntualizó.

Y concluyó: «Es crítico tratar de buscar la manera de adelantar ese análisis lo más posible».

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Días atrás, Munich fue sede de Intersolar Europe, la feria más grande de la industria de la energía solar, donde importantes players del sector fotovoltaico presentaron sus últimos avances tecnológicos con el objetivo de demostrar su compromiso con la innovación y la excelencia.

Una de ellas, fue Gonvarri Solar Steel, líder en el suministro de seguidores solares y estructuras fijas que si bien su sede central está en España, también tiene fuerte presencia en mercados estratégicos de Latinoamérica.

En el marco de la feria, Ignacio Aybar, director de desarrollo de negocios de la compañía , reveló en exclusiva a Energía Estratégica, el valor agregado que ofrecen las últimas soluciones fotovoltaicas que lanzaron.

“Nuestro producto estrella es el Tracker bifila V1. Una solución altamente probada y asequible que actualmente se consolida como la más demandada en Iberoamérica. Con el tiempo hemos ido añadiendo mejoras no solo en la calidad sino también en el ahorro de costes para nuestros clientes” , explicó.

Y agregó: “Ya vamos por la revisión cuatro de nuestro tracker 1V y estamos casi a punto de avanzar con la revisión cinco (R5) .Esperamos que su lanzamiento oficial sea en noviembre de este año”. 

Se trata de una solución versátil y eficiente que permite un amplio rango de seguimiento solar. Ofrece configuraciones monofila y bifila con sistema de accionamiento por cardan, adaptándose a diferentes terrenos con su sistema IPS. Con un diseño robusto y protección estructural, cumple con estándares internacionales y normas estructurales y de protección contra la corrosión.

Estos modelos están especialmente preparados para enfrentarse a condiciones climáticas complejas, gracias a continuos procesos de validación que aseguran su rendimiento óptimo. Además, se aplica un riguroso control de calidad en todas las etapas, desde el suministro hasta la supervisión del montaje.

De acuerdo a Aybar, el objetivo es seguir innovando en sus trackers no solo para España que ha sido desde siempre su negocio principal sino también para países emergentes de Latinoamérica.

“El mercado sí que detecta los cambios incorporados entre una revisión y otra. En muchas de ellas, optimizamos los diseños y estandarizamos perfiles para facilitar la postventa. Cuanto más estándar es el producto más fácil es la obtención de repuestos y más rápida es la respuesta a los clientes”, advirtió.

No obstante, el ejecutivo enfatizó que ofrecen una amplia variedad de trackers teniendo en cuenta los suelos donde se montarán los proyectos y las particularidades de cada región.

 “Buscamos que nuestros seguidores tengan el diseño más óptimo y más eficiente en términos de costos focalizándose en las necesidades de cada mercado. En cada innovación buscamos abaratar el precio del suministro, logística y el montaje mecánico del tracker. Que al cliente le salga más barato sin comprometer la calidad”, enfatizó.

Mercados más atractivos de Latam

Según Aybar, si bien la compañía ha crecido a un ritmo exponencial en España, decidieron no focalizarse en un solo mercado y se expandieron en Latinoamérica donde pusieron en marcha un gran número de proyectos.

En este sentido, el experto señaló el top tres de los países latinoamericanos más pujantes para la multinacional.

“Tenemos fuerte presencia en Chile que fue el primer mercado que focalizamos y en  Colombia, donde contamos con una fábrica que nos facilita mucho el desembarco en el país. A su vez, en Perú estamos a punto de poner en marcha el mayor proyecto del país de 400 MW”, destacó.

En efecto, la firma se comprometió a suministrar 5.400 de sus innovadores seguidores solares monofila y bifila TracSmarT+ 1V para dos proyectos ubicados junto a las provincias peruanas de Islay y Chiclayo. Esto la posiciona como una de las empresas con mayor cuota de mercado del país.

En síntesis, el especialista concluyó: “Sudamérica aprendió de los problemas que tuvo hace unos años de interconexión. Han fijado cuáles son las nuevas normas para las plantas fotovoltaicas y están empezando a desarrollar nuevos proyectos. Nos distinguimos mucho y estamos bien preparados en el terreno para acompañar toda esa ola de renovables que se viene en la región”.

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El objetivo de Amara NZero en República Dominicana es claro y ambicioso: convertirse en el distribuidor líder de confianza para el sector energético, ofreciendo una gama completa de productos necesarios para nuevos proyectos. De esta manera, instaladores e integradores solares podrán encontrar en Amara NZero un aliado en el cual contar para suplir desde paneles solares, cables, estructuras, inversores, fusibles y demás componentes y accesorios.

La empresa tiene grandes expectativas de crecimiento en el mercado dominicano. Maury Alberto Pierret Guzman, Country Manager República Dominicana de Amara NZero, subrayó la importancia de tener presencia con oficinas y almacenes locales para abarcar el mayor territorio posible en todo el país.

«La estrategia es comenzar con una oficina comercial en Santo Domingo, que ya está básicamente lista, y nuestros almacenes, por ejemplo, uno ubicado en la ciudad capital. Una segunda etapa sería expandirse a Santiago de los Caballeros, la segunda ciudad más grande de República Dominicana», indicó Pierret Guzman. Asimismo, consideró a Punta Cana como una tercera ubicación estratégica para futuras oficinas, lo que demuestra el compromiso de la empresa en cubrir ampliamente el territorio nacional.

Además de la expansión dentro de República Dominicana, Amara NZero tiene planes para atender a varias islas del Caribe. «Entendemos que República Dominicana es uno de los países con mayor crecimiento de la región en el Caribe, la economía más grande del Caribe y está ubicada estratégicamente en el centro. Desde allí podemos exportar a Jamaica, Barbados y las Islas Vírgenes, que son próximos objetivos después de que estemos bien asentados en el territorio de República Dominicana», añadió Pierret Guzman.

Amara NZero impulsa el crecimiento de la energía solar en República Dominicana

En cuanto a las oportunidades de mejora en el programa de medición neta (net metering), Pierret Guzman expresó su satisfacción con el diseño actual del mecanismo, aunque mencionó la posibilidad de futuros cambios. «Entendemos que funciona excelentemente bien. Se escucha que posiblemente cambie. A nosotros nos gustaría que, si cambiara, fuera para incentivar más a las renovables y no para que se limitara», señaló durante su participación en el ciclo de entrevistas «Protagonistas» de Energía Estratégica.

Pierret Guzman sugirió que se podrían ofrecer más incentivos a los generadores y clientes que inyectan energía a la red, lo que aceleraría la adopción de sistemas solares. «Eso haría que el solar explotara. Somos una isla que depende mucho de la importación de petróleo, que es caro, y lo ideal sería que más dominicanos puedan proveer su propia energía al sistema interconectado», subrayó.

A pesar de los avances, existen desafíos en la implementación de, por ejemplo estudios de penetración fotovoltaica en redes de distribución y sistemas aislados, que permitan una mayor participación de prosumidores renovables en el país. Haciéndose eco de esta situación, Pierret Guzman afirmó que Amara NZero, como entidad privada que apoya al 100% la energía renovable, está comprometida con acelerar estos estudios y hacer un llamado de atención a las autoridades para que se ejecuten los planes acordados.

«República Dominicana estuvo de acuerdo con los objetivos de la ONU y el Acuerdo de París. Queremos que estos planes se ejecuten no solo para que Amara o cualquier compañía del sector venda más, sino para que el país llegue a sus objetivos comprometidos para 2030 y 2050», explicó.

Amara NZero se ha comprometido a apoyar a cualquier organización sin fines de lucro dispuesta a promover estos objetivos y a hacer visibles sus esfuerzos en todas las campañas en el país. «El objetivo es net cero para 2050 y nosotros estamos 100% comprometidos con esa labor», concluyó Pierret Guzman.

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Días atrás, la Asociación de Energías Renovables (SER Colombia) convocó a una mesa de alto nivel que contó con la participación del viceministro de energía, Javier Campillo, integrantes del grupo estrategia 6GW,  desarrolladores de proyectos, epecistas, operadores de red y otros actores relevantes del sector con el objetivo de proponer soluciones a los cuellos de botella que enfrentan los proyectos de generación distribuida y autogeneración.

Además de identificar las principales barreras por las cuales los Generadores Distribuidos (GD) deben contar con mayor tiempo de vigencia de la conexión,  los mencionados actores públicos y privados propusieron una serie de iniciativas que ayudarían a incrementar el numero de proyectos de esta naturaleza en el país.

Tras el encuentro, Alexandra Hernández, Presidente ejecutiva de ser Colombia destacó a través de un video institucional: «Estos espacios de diálogo son fundamentales para el desarrollo de las energías no convencionales en Colombia».

Y agregó: «La generación distribuida es muy importante para el país porque permite acercar la oferta de energía con los usuarios. Hoy en día tenemos 450 MW instalados en este tipo de proyectos de pequeña escala y autogeneración. Esto representa un 26% adicional a la capacidad que actualmente se está generando y aportando al sistema y al mercado mayorista nacional».

A su turno, Ricardo Álvarez, CEO de We Power la compañía enfocada en en facilitar la transición a la energía renovable también participó de la mesa de diálogo y destacó tres desafíos que dificultan a los proyectos de generación distribuida:

1. Falta de Igualdad: Los proyectos de generación distribuida tienen compromisos financieros de entrega física de energía al sistema, similares a los Generadores Puros (CREG 075). Sin embargo, los GD no gozan de las mismas condiciones de aplazamiento de la Fecha de Puesta de Operación (FPO). En efecto, mientras los generadores puros pueden aplazar la FPO, los GD solo tienen una prórroga de tres meses, haciendo que el tiempo total de ejecución sea de nueve meses, lo cual no contempla imprevistos o casos de fuerza mayor.

2. Demoras en los trámites de permisos y licencias: los GD requieren certificaciones de entidades como la Dirección la Autoridad Nacional de Consulta Previa (DANCP), Corporaciones Autónomas Regionales (CAR), Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Agencia Nacional de Minería (ANM), entre otras, cuyos tiempos de respuesta son extensos. «El corto tiempo regulatorio para la construcción de los GD y la falta de posibilidad de prórroga de la FPO ponen a los GD en desventaja frente a los GP, creando una barrera de entrada al MEM y violando los criterios de libre competencia y asignación eficiente de recursos», enfatiza Álvarez.

3. La línea de Conexión: esta se define solo tras la aprobación de la capacidad de transporte por parte del Operador de Red. Los trámites para el licenciamiento de la línea solo pueden iniciar una vez aprobada la conexión, dejando solo nueve meses para licenciar la línea, construir y conectar el parque.

De esta forma, para dar solución a estos obstáculos, Álvarez hizo hincapié en una serie de iniciativas que mejorarán la integración de la generación distribuida en Colombia según los actores reunidos:

1. Mayor transparencia en la información: Es fundamental que todos los actores del sector tengan acceso a datos precisos y actualizados sobre la capacidad de transporte y la viabilidad de los proyectos, permitiendo una toma de decisiones más informada y eficiente.

2. Redefinir los Tiempos de Aprobación: Es necesario ajustar los tiempos de aprobación de capacidad de transporte de los Generaciones distribuidos, agilizando los procesos y eliminando cuellos de botella que retrasan el desarrollo de proyectos.

3. Ajustar los procedimientos de conexión: simplificar y estandarizar los procedimientos de conexión  es esencial para facilitar su integración en la red y maximizar su impacto positivo en el sistema energético nacional.

Por último, Sebastián Vargas , Gerente de Negocio Generation Hybrytec Solar señaló: «Mediante este encuentro pudimos presentar nuestros problemas, inquietudes y las dificultades de la regulación que si bien hoy funciona, esta lejos de ser perfecta. Debemos trabajar en conjunto para seguir avanzando en la transición energética y en eso estamos».

Cabe destacar que también participaron del debate portavoces de Afinia Grupo EPM, Air-e S.A.S. E.S.P., Celsia Energía, UPME Oficial, GreenYellow Colombia, Erco Energía y Rayo Energia, 

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La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) firmó un acuerdo con Climate Group, organización internacional sin fines de lucro fundada en 2004 que busca impulsar la acción climática, para ser el implementador local de la iniciativa RE100 en Argentina.

Los miembros de RE100 son algunos de los mayores consumidores de energía en todo el mundo. Estas corporaciones están comprometidas con el uso de electricidad 100% renovable y con acelerar el cambio hacia redes eléctricas sin emisiones de carbono. De las más de 400 entidades que engloba la campaña de RE100, 76 tienen presencia en Argentina, que a su vez es el tercer mercado eléctrico de Latinoamérica. Por lo que el objetivo del acuerdo es movilizar a más corporaciones del país para que aborden las barreras políticas y de mercado que impiden que los compradores corporativos obtengan electricidad renovable a un costo razonable.

Este acuerdo de colaboración se trabaja desde hace un año, incluyendo reuniones presenciales en la 28ª Conferencia de las Partes de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP28), celebrada en Dubai (Emiratos Árabes Unidos), como también en las oficinas de Climate Group en la ciudad de Londres (Inglaterra).

“Para nosotros es un acuerdo muy importante, porque permite que CADER sea el vehículo para canalizar el interés del sector corporativo y ayudarlos a que se convierta en una realidad. A partir de la interacción con las grandes empresas consumidoras de energía, vamos a identificar las barreras que hoy están demorando las inversiones. El sector privado es, sin lugar a dudas, quien puede moverse a mayor velocidad en relación a los cambios que requiere la transición energética para el cumplimento de los objetivos del Acuerdo de París”, indicó Martín Dapelo, miembro de Comisión Directiva y coordinador del Comité de Financiamiento de CADER.

A partir de este acuerdo, CADER y Climate Group realizarán un evento en Buenos Aires el que se convocarán a las grandes empresas interesadas en participar de la iniciativa RE100, a fin de crear condiciones equitativas para una competitividad justa, eliminar barreras regulatorias e implementar marcos estables para facilitar la adopción de energías renovables y crear una estructura de mercado que permita el comercio directo entre compradores corporativos de todos los tamaños y proveedores de energía limpia y sustentable.

“Este convenio aporta un valor agregado a CADER para que sus empresas socias ofrezcan servicios y contratos de energías renovables a los principales actores de la transformación energética en Argentina; a la par de brindar opciones locales para los grandes jugadores globales vinculados a Climate Group que aún no tienen identificada la oferta local disponible”, agregó Marcelo Álvarez, miembro de la Comisión Directiva y coordinador del Comité de Energía Solar FV de CADER.

“Como uno de los mayores mercados de electricidad en América Latina, Argentina tiene un papel fundamental en liderar la lucha de la región contra el cambio climático. Estamos encantados de trabajar con CADER para ayudar a las grandes corporaciones argentinas a tener un mayor acceso a la electricidad renovable y avanzar en la descarbonización del país. Esperamos dar la bienvenida a nuestras primeras empresas argentinas a RE100”, afirmó Ollie Wilson, jefe de RE100.

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La IEA está convocando una nueva Comisión Global sobre Transiciones de Energía Limpia Centradas en las Personas para examinar cómo diseñar e implementar políticas que conduzcan a un sistema energético más equitativo, apoyando a los tomadores de decisiones de todo el mundo en su búsqueda de priorizar la asequibilidad y la equidad en las transiciones de energía limpia.

La nueva Comisión se basará en las mejores prácticas internacionales y en las experiencias de sus miembros para elaborar recomendaciones viables. Está copresidida por Teresa Ribera , vicepresidenta del Gobierno y ministra de Transición Ecológica y Reto Demográfico de España, y Alexandre Silveira de Oliveira , ministro de Minas y Energía de Brasil, y está integrada por líderes de los sectores de la energía, el clima y el trabajo de gobiernos de todo el mundo, junto con representantes de alto nivel de organizaciones internacionales y grupos de trabajadores, indígenas, jóvenes y de la sociedad civil.

Sobre la base de las recomendaciones emitidas en 2021 por la primera Comisión Global sobre Transiciones a Energías Limpias Centradas en las Personas, los miembros trabajarán para identificar estrategias que aseguren que todas las políticas de transición energética reflejen el principio de equidad y contribuyan a mejorar la asequibilidad de la energía. También procurarán establecer mecanismos clave para monitorear y medir la eficacia de estas herramientas de política, así como los impactos sociales de las transiciones en términos más generales.

El lanzamiento de la Comisión se anunció por primera vez en la Cumbre Global sobre Transiciones a Energías Limpias Centradas en las Personas, organizada por la IEA en su sede en abril. La IEA actuará como coordinador principal y órgano administrativo de la Comisión. También realizará análisis o investigaciones específicas según lo soliciten los miembros de la Comisión.

“Las transiciones hacia energías limpias solo tendrán éxito si sus ventajas se comparten con todos los sectores de la sociedad, incluidas las comunidades que históricamente han estado al margen de la economía energética. Esto comienza con políticas justas y equitativas, que son el foco de esta nueva Comisión Global”, dijo el Director Ejecutivo de la IEA, Fatih Birol . “Estoy encantado de que el Viceprimer Ministro Ribera y el Ministro Silveira hayan aceptado ejercer como copresidentes. Esperamos con interés las conclusiones y la orientación de la Comisión Global sobre esta cuestión crítica, que fortalecerán los debates sobre políticas sobre este tema a nivel nacional e internacional”.

“Garantizar una transición energética justa es una responsabilidad compartida. La transición energética no debe ser solo un cambio de color de los electrones o de las moléculas, sino también una oportunidad para garantizar el acceso a una energía asequible, reducir las desigualdades y generar oportunidades económicas redistributivas”, afirmó la viceprimera ministra Ribera . “Esta Comisión Global es una herramienta importante para coordinar nuestro trabajo en este sentido”.

“Creemos que la transición energética no puede entenderse únicamente como un proceso de reemplazo tecnológico. Los líderes mundiales en materia de energía deben comprometerse a hacer que esta transición sea justa e inclusiva, concibiéndola como un nuevo modelo de desarrollo económico y social para garantizar que nadie se quede atrás”, afirmó el Ministro Silveira . “Brasil se siente honrado de contribuir a las actividades de esta Comisión Global, que se alinea estrechamente con nuestra agenda del G20”.

La primera reunión de la Comisión se llevará a cabo en octubre, durante la Reunión Ministerial sobre Transiciones Energéticas del G20 en Foz de Iguazú (Brasil). Los temas que analice la Comisión ocuparán un lugar destacado en la agenda del G20 de este año y de la COP30 del año próximo, ambas bajo la presidencia de Brasil.

Además de los dos copresidentes, los miembros de la Comisión que representan a los gobiernos incluyen:

Jonathan Wilkinson , Ministro de Recursos Naturales de Canadá
Omar Andrés Camacho , Ministro de Minas y Energía de Colombia
Diego Pardow Lorenzo , Ministro de Energía de Chile
Dan Jorgensen , Ministro de Clima, Energía y Servicios Públicos de Dinamarca
Jennifer Morgan , Secretaria de Estado y Enviada Especial de Alemania para la Acción Climática Internacional
Arifin Tasrif , Ministro de Energía y Recursos Minerales de Indonesia
Fareed Yasseen , enviado especial de Irak para el clima
Zulfiya Suleimenova , Representante Especial del Presidente de Kazajstán para la Cooperación Ambiental Internacional
Sang-hyup Kim , copresidente de la Comisión Presidencial de Neutralidad de Carbono y Crecimiento Verde de Corea
Nkeiruka Onyejeocha , Ministro de Trabajo y Empleo de Nigeria
Paulina Hennig-Kloska , ministra de Clima y Medio Ambiente de Polonia
Maria da Graça Carvalho , ministra de Medio Ambiente y Energía de Portugal

Los miembros que representan a organizaciones internacionales, sindicatos y otros sectores de la sociedad civil incluyen:

Hadiza Abdulmumini , Punto Focal Global para el Sector Juvenil del ODS 7
Yvonne Aki-Sawyerr , alcaldesa de Freetown y copresidenta de C40 Cities
Jean-Pierre Clamadieu , presidente del consejo de administración de ENGIE
John WH Denton AO , Secretario General de la Cámara de Comercio Internacional
Jefa Sharleen Gale , presidenta de la Coalición de Proyectos Importantes de las Primeras Naciones
Selwin Hart , Asesor Especial del Secretario General de las Naciones Unidas sobre Acción Climática y Transición Justa
Gilbert F. Houngbo , Director General de la Organización Internacional del Trabajo
Helena Leurent , directora general de Consumers International
Zingiswa Losi , presidenta del Congreso de Sindicatos Sudafricanos
Sheila Oparaocha , Directora de la Red Internacional de Género y Energía Sostenible
Ayisha Siddiqa , asesora juvenil sobre clima del Secretario General de las Naciones Unidas
Luc Triangle , Secretario General de la Confederación Sindical Internacional
Laurence Tubiana , Director Ejecutivo de la Fundación Europea del Clima

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Además, dirán presente líderes del sector como 

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

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

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

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

La entrada FES Chile volverá a reunir a principales referentes del sector renovable de la región por tercer año consecutivo se publicó primero en Energía Estratégica.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

AUTO ADMISORIO

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

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

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

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

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

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

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

Procesos

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

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

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

COSOC

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La entrada Los clientes libres de Chile se verán menos afectados por las alzas en las tarifas se publicó primero en Energía Estratégica.

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

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

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

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

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

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

Acerca de Plaza Logística

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

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

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

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

https://www.plazalogistica.com.ar/ 

Acerca de Genneia  

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

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

www.genneia.com.ar

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

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

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

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

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