Informacion

JA Solar, multinacional líder en soluciones fotovoltaicas, fortalece su participación en mercados de esta región con más presencia local en países emergentes con gran potencial de despegar en energía solar.

En ese sentido, la empresa ha avanzado en la contratación de más profesionales en plazas estratégicas de la región. Además de ampliar su equipo en el norte y centro latinoamericano, principalmente en Colombia y México, seguido por mercados claves de Centroamérica y el Caribe, ahora se están enfocando en la zona austral del continente.

“Contamos con un nuevo Sales Manager en Argentina y próximamente vamos a contar con nuevo Sales Manager también en Perú, quien va a cubrir el mercado local y otros países como Ecuador y Bolivia”, precisó Víctor Sobarzo Acuña, Senior Manager Sales & Business Development de JA Solar.

En una entrevista exclusiva en el marco de Future Energy Summit (FES), Víctor Sobarzo se refirió a que la presencia local en cada uno de estos mercados será un gran diferencial que ubica JA Solar como un aliado importante desde etapas iniciales de los proyectos, hasta garantizar un servicio postventa cercano para sus clientes.

El referente empresario que se encuentra activo en el mercado chileno advirtió que, si bien ese país andino está atravesando problemáticas de vertimientos que están frenando la dinámica de ingreso de nuevos proyectos, la industria ya está trabajando en las soluciones para hacerle frente, entre ellas con almacenamiento.

“Nos encontramos en un momento de transformación, con una mutación del mercado que pasó a ser un mercado más bien de almacenamiento (…) eso es un resultado de quizás de un mercado maduro que ha crecido demasiado rápido, que ha crecido vertiginosamente en algunos segmentos como por ejemplo el PMGD y Utility Scale pero no tanto así en el mercado de la generación distribuida”, observó.

Visto aquello, los productos de JA Solar en el mercado chileno destacan por estar siempre a la vanguardia con tecnologías de alta calidad y gran porcentaje de eficiencia. En el portafolio de productos de este fabricante se destacan los módulos n-type de 72 y 66 celdas, que alcanzan hasta los 620 W en 66 celdas y hasta 640 W en bifacial de 42.

¿Qué impactos hay por las demoras en reglamento para storage? ¿Qué oportunidades identifican para el segmento PMGD? Fueron algunas de las preguntas en las que analizó el mercado con mayor profundidad Víctor Sobarzo Acuña, Senior Manager Sales & Business Development de JA Solar.

Accede a los testimonios completos en el video de la entrevista que está disponible en el canal de YouTube de Future Energy Summit (FES). 

La entrada JA Solar amplía su presencia local en mercados de la región andina se publicó primero en Energía Estratégica.

La provincia de Santa Fe relanzó el programa Prosumidores 4.0, con el objetivo de promover la generación distribuida de energía eléctrica a partir de fuentes renovables y de alcanzar un triple impacto: social, ambiental y económico. 

Tal como anticipó Energía Estratégica a mediados de abril (ver nota), la nueva edición de Prosumidores 4.0 iniciará con “objetivos ambiciosos” y reemplazará al reciente programa Energía Renovable para el Ambiente (ERA) y su modalidad colaborativa. 

La decisión de seguir fomentando la generación distribuida por parte de la actual gestión de Santa Fe se da tres semanas después de la adhesión provincial a la la Ley Nacional N° 27424, tras varios proyectos de ley desestimados, a la par años de gestión y de la implementación de otros programas que fomentan este tipo de alternativas renovables. 

Aunque es preciso recordar que la reglamentación de la adhesión aún resta por publicarse, pero que desde las autoridades locales reconocieron que “está prácticamente lista”.

“Si bien podrán optar todos los usuarios, el programa Prosumidores 4.0 tendrá un incentivo mayor para el sistema productivo a través de una línea de créditos especial que lanzó el Consejo Federal de Inversiones (CFI) esta misma semana de más de 1000 millones de pesos a una tasa muy conveniente, para que no sea un obstáculo y sea accesible para la gente”, detalló Verónica Geese, secretaria de Energía de la provincia de Santa Fe, durante el acto de presentación del proyecto. 

“Además, el incentivo de Prosumidores 4.0 es el incentivo ambiental que se paga extra a la tarifa (Feed-in tariff) que el gobierno de Santa Fe reedita en esta edición, tratando de incentivar para escalar y haya más ecosistema productivo y empresas de energía en la provincia”, agregó. 

Justamente, la iniciativa busca que, a través de la autogeneración de energía, que los excedentes puedan ser inyectados a la red eléctrica con un reconocimiento económico al prosumidor en concepto de promoción de los beneficios ambientales obtenidos por el ahorro de emisiones y de la inversión en potencia renovable realizada. 

Es decir, que un mayor número de usuarios se inclinen por tecnologías más limpias y descentralizadas, y de ese modo se sumen a los 1108 prosumidores conectados a la red (residenciales y de escala productiva, como industrias y pequeñas y medianas empresas), a la par de profesionales que se añadan a la vasta lista de más de 120 proveedores de equipamientos de renovables en la provincia.

“A través de Prosumidores 4.0 llevaremos a los usuarios la posibilidad de bajar su factura eléctrica, de ser competitivos, a la vez de cumplir los compromisos de mitigación del cambio climático”, señaló la titular de la cartera energética de Santa Fe. 

Mientras que el retorno de inversión de equipos de generación distribuida estaría en torno a cuatro años a partir del financiamiento previsto, según manifestó Verónica Geese. Tiempo que podría disminuir a medida que se sinceren las tarifas energéticas. 

La entrada Más generación distribuida en Argentina: Santa Fe relanzó el programa Prosumidores 4.0 se publicó primero en Energía Estratégica.

Después de su última sesión el pasado 14 de mayo, la Comisión Asesora para la Coordinación y Seguimiento de la Situación Energética – CACSSE, junto a la institucionalidad y actores del sector eléctrico, efectuaron un nuevo seguimiento a la situación energética del país y las medidas en el marco del fenómeno de El Niño.

Se destaca en los análisis de predicción climática del IDEAM que para el período mayo-junio-julio, la probabilidad de entrada en fase neutra es de más del 80%, la probabilidad del fenómeno de La Niña es del 10% y de El Niño es inferior al 5%. Por su parte, para el periodo de junio-julio-agosto, la probabilidad de La Niña se incrementa a casi 50%.

De igual forma, se espera que los aportes en los embalses sigan subiendo dadas las precipitaciones pronosticadas, descartando así cualquier riesgo de sequía en el corto y mediano plazo.

De cara a las variables del sector eléctrico, la senda de referencia del embalse se ubica en 10.43% puntos porcentuales por encima de la senda de referencia, con un embalse agregado de 38,95%, nivel que se espera continúe en ascenso para ubicarse nuevamente dentro del cono histórico, de acuerdo a reportes del Centro Nacional de Despacho.

En lo corrido del mes de mayo de 2024, el crecimiento de la demanda se encuentra en 1,11% en comparación con los mismos días del mes de mayo de 2023, valor que disminuyó en comparación con el 5,31% del mes de abril, explicado por la disminución de la temperatura y al aumento de precipitaciones evidenciado en los últimos días.

En consecuencia, se informa que las sesiones de CACSSE volverán a su normalidad y la próxima reunión se efectuará en el mes de junio. Las siguientes sesiones se realizarán de acuerdo a las necesidades y novedades hidrológicas que se presenten durante los meses de transición entre el fenómeno de El Niño hacia el fenómeno de La Niña.

La entrada El Gobierno de Colombia asegura que el sector energético superó la etapa más crítica del Fenómeno de El Niño 2023-2024 se publicó primero en Energía Estratégica.

Las energías renovables no solo son una solución clave para abordar el cambio climático y reducir la huella ambiental, sino que también ofrecen una variedad de beneficios sociales que contribuyen al bienestar y desarrollo de las comunidades a nivel local y global.

Bajo esta premisa, el Fondo de Energías no Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE) en cabeza de su Directora Ejecutiva Ángela Álvarez Gutiérrez lanza el proyecto «Comunidades Energéticas: democratizando la energía en Colombia».

Se trata de una AFPEI (Actividad de Fomento, Promoción, Estímulo e Incentivo) donde se prevé la implementación de hasta 300 Sistemas Solares Fotovoltaicos (SSFV), centralizados para comunidades vulnerables organizadas, que permitan reducir el pago del servicio de energía a los habitantes de la comunidad y la promoción de las Comunidades Energéticas.

El objetivo principal de las comunidades energéticas en Colombia es fomentar la autosuficiencia energética, reducir la dependencia de los combustibles fósiles y promover el desarrollo sostenible a nivel local. 

Además, estas iniciativas pueden contribuir a la creación de empleo, la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y el fortalecimiento de la seguridad energética en el país.

En línea con esas metas de generar impactos económicos, sociales y ambientales, portavoces del Fenoge revelaron a Energía Estratégica: “Se aprobó un presupuesto total en el Comité Directivo ordinario #57 para esta AFPEI por $ 348.928.062.420 COP. Con esta iniciativa, se espera beneficiar aproximadamente hasta 500 Comunidades Energéticas focalizadas y priorizadas por el Ministerio de Minas y Energía”.

Y agregan: “Recientemente lanzamos una convocatoria para que las empresas grandes y pequeñas en todo el país se inscriban online dentro de la lista de proveedores para la ejecución de las actividades de esta AFPEI”.

A esta iniciativa se le suma el proyecto «Estufas que transforman: Montes de María Cero Humo», donde el Fenoge reemplazará hasta 2.000 estufas alimentadas con combustibles de uso ineficiente y altamente contaminantes, por estufas con tecnologías más eficientes y limpias, utilizadas por población vulnerable en los departamentos de Sucre y Bolívar.

Otra acción de interés social recientemente aprobada por el comité directivo es «EcoEscuelas: Un futuro brillante». En esta apuesta, el Fondo brindará educación sin interrupciones con la instalación de aproximadamente 1.068 Soluciones Individuales Solares Fotovoltaicas para mejorar la educación pública fuera del Sistema Interconectado Nacional (SIN). El objetivo es mejorar la calidad del servicio de energía a las Instituciones de Educación Pública del territorio nacional.

La entrada FENOGE convoca proveedores para instalar 300 paneles a comunidades vulnerables en Colombia se publicó primero en Energía Estratégica.

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) adjudicó 1288 MW con prioridad de despacho en el primer llamado del 2024 del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

Tal como anticipó Energía Estratégica a principios de esta semana tras una simulación realizada de la asignación (ver nota), finalmente resultaron ganadores 22 proyectos, de las casi 50 solicitudes que recibió CAMMESA a principios de año. 

El mecanismo Referencial “A” (curtailment de hasta 8% de la energía anual característica en las condiciones previstas de operación hasta que se ejecuten las obras de transporte que permitan evitar las limitaciones) tuvo el mayor número de potencia asignada de la convocatoria: 928 MW a lo largo de 15 proyectos. 

Mientras que para el MATER Pleno (sin restricciones o limitaciones circunstanciales para inyectar energía) se adjudicaron 360 MW en 8 plantas, con la particularidad de que el parque solar San Luis (Genneia) fue la única central que pudo acceder a ambos mecanismos (33 MW en MATER pleno y 7 MW en Ref A). 

A lo que se debe añadir que en el MATER Pleno – y  en el marco del A2 de la Res SE 360/23 – también se le otorgó prioridad de despacho a los parques eólicos El Mataco II (100,8 MW), El Mataco III (64,8 MW) y La Victoria (95 MW), de Luz de Tres Picos, subsidiaria de PCR, ya que incluyen la ampliación de la estación transformadora 500 kV Bahía Blanca. 

¿Cómo se reparten por tecnología? En total fueron 13 las plantas fotovoltaicas ganadoras en esta convocatoria del Mercado a Término, por 599 MW de capacidad; la mayoría de ellos gracias al desempate por factor de mayoración (el PS Villa Ángela de 25 MW fue el único que ingresó por esa vía). 

Dentro de los proyectos solares, el PS Hucalito (60 MW) y el PS Tocota III (46 MW), ambos de la firma Genneia, requerirán obras de infraestructura eléctrica. 

En el primero de los casos es la ampliación de de Capacidad ET Puelches 500/132 kV; en tanto que para el PS Tocota III se debe ampliar la ET Bauchaceta 132 kV y se debe rever posibilidad de reconfiguración de la red al estado previo.

Por el lado de los 9 parques eólicos restantes que tuvieron el visto bueno de CAMMESA, contarán con 689 MW de prioridad de despacho para el mercado entre privados. Y sólo el PE Pomona (78 MW, también de Genneia) demandará una obras de transporte eléctrico, puntualmente el reemplazo del autotransformador 500 kV 100 MVA a 150 MVA de la estación transformadora Choele Choel. 

De este modo, el Mercado a Término ya acumula 118 proyectos renovables con prioridad de despacho en el Mercado Eléctrico Mayorista, los cuales suman 5861,4 MW de capacidad (3.604,5 en MATER Pleno y 2256,9 MW en Referencial A).

Aunque cabe aclarar que sólo 47 parques de generación renovables (1.533 MW) fueron habilitados comercialmente desde la implementación de esta herramienta en 2017 hasta la fecha.

A continuación, los proyectos adjudicados con prioridad de despacho en el 1er trimestre 2024

La entrada CAMMESA asignó prioridad de despacho a casi 1300 MW renovables en el MATER se publicó primero en Energía Estratégica.

Black & Veatch, la firma estadounidense con una vasta experiencia de más 469 GW en proyectos de generación de energía convencional y renovable a lo largo del mundo, fue una de las grandes compañías que acompañó el mega evento FES México, organizado por Future Energy Summit. 

Romina Esparza Almaraz, directora de Desarrollo de Negocios de la compañía de Black & Veatch, compartió los avances en proyectos renovables y de hidrógeno verde, de tal manera que ratificó el rol EPCista de la compañía en la construcción de 365 MW de capacidad de electrólisis entres tres centrales a lo largo del mundo. 

“Esa capacidad dobla la potencia en electrólisis que hoy en día se encuentra instalada mundialmente”, subrayó durante el panel de debate denominado “Energía limpia 24/7: el rol de la energía solar, el almacenamiento y el hidrógeno verde”. 

De los 365 MW, cerca de 265 MW de capacidad corresponden a un proyecto renovable ya en ejecución en uno de los centros de hidrógeno más grandes del mundo en Estados Unidos, puntualmente en el hub ACES (Advanced Clean Energy Storage) que se ubica en la ciudad de Delta, estado de Utah. 

Dicho hub convertirá la energía renovable en 100 toneladas de hidrógeno verde por día, el cual será almacenado en dos cavernas de sal, almacenando hasta 300 GWh.

“Ese proyecto tiene financiamiento del Departamento de Energía de Estados Unidos, entre otras variables, y es es posible ya que hay un programa de política pública dirigida a desplegar tecnología, hacer investigación e inversión en ello”, complementó la especialista

“Por ende, si bien se deja mucho al mercado y a los privados en encontrar el modelo económico para que esos proyectos se realicen, también se requiere un primer impulso para que la tecnología se despliegue localmente”, agregó. 

El proyecto ACES Delta Hub recibió una garantía de préstamo total de USD 504.000.000 a través de la Oficina de Programas de Préstamos (LPO por sus siglas en inglés) del Departamento de Energía estadounidense, convirtiéndose en el primer proyecto de energía limpia en hacerlo en más de una década. 

Y Black & Veatch fue designada como entidad líder para la fase de ejecución de EPC, que requirió que todos los equipos principales se asignaran a ese líder global de soluciones de infraestructura, considerando que el diseño y la construcción de un proyecto de este tamaño y escala no tienen precedentes en el sector del H2. 

Pero Romina Esparza Almaraz no se quedó sólo con ese ejemplo sino que vaticinó que esa experiencia podría replicarse en centrales que se hagan en México, donde cuentan con presencia desde hace 25 años. 

Aunque para ello planteó que aún existen una serie de desafíos por resolver, tanto aquellos vinculados a cuestiones regulatorias y burocráticas, como también del propio desarrollo de los proyectos y factores a tener en cuenta a la hora de encarar la producción de hidrógeno verde. 

“En México hay varios clientes que tienen programas estudiados de energías renovables, pero expectantes a lo que pasará luego de las elecciones. Es un mercado que esperamos se reactive, y si los permisos de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) se desatoran, habrá clientes con programas y paquetes de distintos sitios para implementar renovables a una velocidad más rápida”, apuntó. 

“Además, los desarrolladores deben considerar al agua como un factor muy importante, ya que generar hidrógeno verde a través de electrólisis requiere cerca de 9800 litros por cada tonelada de H2V. Entonces el acceso al agua será un reto y más aún en un país como México, ya que debe ser agua desmineralizada, desionizada, que tiene un proceso complejo y que debe contabilizarse en el CAPEX del proyecto y que éste sea rentable”, añadió. 

Mientras que para los EPCistas, reforzó la relevancia de contar con protocolos de identificación de riesgos y seguridad para evitar cualquier conflicto vinculado a la seguridad, a la par de estar alineados con estándares y normas en pos del cuidado de los profesionales al momento que la instalación y puesta en servicio los proyectos.

La entrada Black & Veatch doblegará la capacidad de electrólisis renovable instalada en el mundo se publicó primero en Energía Estratégica.

México en su último Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (Prodesen) estima una adición neta de capacidad de generación de 64,595 MW; de los cuales, 20,248 MW serían incorporaciones netas entre 2023 y 2026 (ver más). 

En atención a aquello, grandes empresas apuntan a impulsar nuevos contratos en este país que les permitan ganar mercado. Tal es el caso de ZNShine, una de las proveedoras y fabricantes de módulos solares con más de 30 años de experiencia en la industria fotovoltaica.

“Ahora, el Prodesen es el principal indicador que tenemos. Yo creo que vale la pena analizar los datos, no del 2037 sino del 2026, en el que hay un incremento pronosticado de 20 GW; de los cuales aproximadamente 6 GW son para fotovoltaica”, introdujo Manuel Arredondo, Country Manager Mexico de ZNShine, en el evento Future Energy Summit Mexico (FES Mexico). 

Aquello no sería todo. Según repasó el referente empresario no sólo la ampliación del parque de generación de gran escala marcaría la pauta de crecimiento sino también el segmento de generación distribuida.

“También se esperan 1.8 GW en generación distribuida fotovoltaica y esto es muy interesante considerando que generación distribuida ha sido el motor que ha llevado a la industria”, añadió durante su participación en el panel de FES Mexico denominado “El impacto del Nearshoring para las renovables en México”. 

Entre las claves que acompañarían el crecimiento estarían cuestiones geopolíticas por tratados internacionales y comercio internacional. No es menor que México ahora esté en la cima como el principal socio comercial de los Estados Unidos, siendo que el 15% de las importaciones en Estados Unidos son de México y un 14% es de China. 

Adicional a eso, es un momento ideal en la industria fotovoltaica en el que la tecnología es cada vez más competitiva. “Los sistemas fotovoltaicos han disminuido a la mitad de lo que costaban hace un año”, aseguró el portavoz de ZNShine.

La entrada ZNShine expectante por el pronóstico de crecimiento del mercado mexicano se publicó primero en Energía Estratégica.

A través de la Resolución Exenta N°239, la Comisión Nacional de Energía (CNE) dio a conocer el Informe Técnico Final (ITF) del Plan de Expansión de la Transmisión correspondiente al año 2023, el cual contiene un total de 48 obras, el cual totaliza una inversión de US$441 millones.

En el caso del sistema de transmisión nacional, el ITP presenta un total de 13 obras de expansión, cuya inversión asciende a un total aproximado de US$105 millones, de las cuales 11 son ampliaciones de instalaciones existentes, por un monto en torno a US$69 millones, y 2 corresponden a obras nuevas, por un total de US$36 millones aproximadamente.

Respecto de los sistemas de transmisión zonal, se presenta un total de 35 obras de expansión, cuya inversión asciende a un total aproximado de US$336 millones, de las cuales 22 son ampliaciones de instalaciones existentes, por un monto de US$86 millones aproximadamente, y 13 corresponden a obras nuevas, por un total de US$250 millones aproximadamente.

De acuerdo con las proyecciones del ITF, se estima que las obras iniciarán su construcción a partir del primer semestre de 2026.

Tras la publicación de este Informe Técnico Final, que consideró las observaciones de las empresas eléctricas y del Coordinador Eléctrico Nacional, las empresas e interesados podrán presentar sus eventuales discrepancias ante el Panel de Expertos.

Atributos

Marco Mancilla, secretario ejecutivo de la CNE, destacó el contenido del informe, debido a que se confirman ampliaciones y nuevas obras para fortalecer la transmisión en la zona central y del sur del Sistema Eléctrico Nacional, “con el objetivo de incrementar los niveles de seguridad y eficiencia operacional entre Arica y Chiloé, además de otorgar una mayor flexibilidad en las instalaciones”.

“Es así como, a nivel del sistema de transmisión nacional, se consideran expansiones relevantes en la zona norte del país, aportando suficiencia al abastecimiento en el largo plazo y ayudando a evitar la interrupción del suministro eléctrico a clientes finales”, precisó.

En obras nuevas, Mancilla resaltó el nuevo Sistema de Control de Flujos para reforzar el corredor de transmisión en 220 kV en la zona sur del sistema eléctrico, específicamente en el corredor Ciruelos–Nueva Pichirropulli, para “aprovechar de mejor forma instalaciones existentes mediante el uso de sistemas que permiten un control dinámico de las transferencias en circuitos paralelos. Esto permite disminuir las restricciones y habilita el desarrollo de nuevos parques de generación renovable para mejorar la eficiencia operacional del sistema”.

En la zona norte, la autoridad destacó las obras para reforzar el sistema de transmisión de Iquique y Antofagasta, donde se incluyeron 13 iniciativas en el presente Plan de Expansión, como la ampliación de subestaciones existentes, la construcción de nuevas subestaciones y líneas de transmisión para dar solución a los problemas de abastecimiento, seguridad y confiabilidad del sistema.

La entrada Expansión de la Transmisión 2023: CNE considera 48 obras por un total estimado de USD 441 millones se publicó primero en Energía Estratégica.

Desde su inicio de operaciones en México hace casi 18 años, el desarrollo comercial de Fronius México ha ido en pleno aumento. Con ubicaciones en Valle de México, Puebla, San Luis Potosí, además de sus oficinas centrales en Monterrey, el despliegue de sus actividades comerciales los ha llevado desde hace 4 años al norte de nuestro país, específicamente a Chihuahua, para atender al creciente número de clientes en la región.

«El proyecto de una infraestructura más robusta en Chihuahua surgió hace un par de años, con base a nuestro crecimiento y en especial, a las necesidades de nuestros clientes. Ellos y ellas cada vez más requerían nuestro soporte técnico, entrenamientos por parte de nuestro equipo de expertos o demostraciones de nuestras soluciones. Por ello vimos como una necesidad estratégica el invertir en un espacio que nos permita ofrecer todo lo que nuestros requieren de nuestra parte» mencionó Fidel Guajardo, director general de Fronius México.

La fecha de apertura será el próximo 7 de junio, donde los asistentes podrán ver de primera mano los productos y soluciones de las 3 unidades de negocios de Fronius México, además de platicar con sus expertos y conocer las instalaciones.

«Gracias al gran desempeño de nuestro equipo, ya contamos actualmente con clientes en la zona de nuestras 3 unidades. Abarcamos el sector logístico, particularmente de retail, con nuestras soluciones de carga para montacargas eléctricos y en el caso de Perfect Welding, nuestra unidad de soldadura, tenemos proyectos y clientes muy importantes que ahora podrán tener un laboratorio de soldadura completamente equipado muy cerca de ellos. Y por supuesto, en el caso de la industria Solar, Chihuahua y toda la zona norte del país representan un mercado fundamental. Ahora nuestros partners y distribuidores como Baywa .r.e, Krannich y Solar Center podrán tener un punto de contacto en la zona para eventos y claro, un equipo disponible y cercano para atenderlos» añadió también Fidel Guajardo.

La inauguración de Fronius México será a las 15:00 horas el viernes 7 de junio del 2024. Si desea acudir al evento, puede registrarse sin costo a través de la siguiente liga.

Para más información de este evento o el contenido de esta nota, por favor envíe un correo a contacto.mx@fronius.com

La entrada Fronius México se expande en nuestro país, anuncian su nueva ubicación en Chihuahua se publicó primero en Energía Estratégica.

República Dominicana celebra las elecciones generales por la presidencia el próximo domingo 19 de mayo y crecen las expectativas del sector renovable por conocer quién conducirá la agenda energética en los próximos años.

Los candidatos principales son el presidente Luis Abinader, quien busca la reelección y representa el «Partido Revolucionario Moderno»; el expresidente Leonel Fernández, quien lidera su propio partido «La Fuerza del Pueblo” (LFP); y Abel Martínez, quien se postula por el Partido de la Liberación Dominicana (PLD).

En medio de la incertidumbre generada por las elecciones presidenciales, Alejandro Ramos, director de ventas de Rooftop y Utility para España y Latam en Schletter, hace predicciones sobre el resultado y se muestra optimista en que se darán las condiciones para continuar diversificando la matriz energética dominicana, durante una entrevista de Energía Estratégica en el marco de Future Energy Summit.

“Tras las elecciones, mi intuición es que se mantendrá la actual administración de Abinader. Si eso es así, a nivel gubernamental van a seguir invirtiendo a nivel social y político en leyes e incentivos para apoyar a las renovables”, estima. 

En efecto, explica que fue señal de ello la participación de Edward Veras, en la mega feria Future Energy Summit (FES) República Dominicana. Allí, el actual director ejecutivo de la CNE, indicó que están trabajando en leyes y en medidas para facilitar el autoconsumo e incentivar a la industria a participar en licitaciones renovables. 

Y agrega: “El gobierno actual de República Dominicana apoya mucho este movimiento hacia las energías renovables. Eso no ocurre en otros países como España y México. Estas señales regulatorias son las que ayudan a que todos los eslabones de la cadena crezcan y quieran seguir invirtiendo en el país”.

De acuerdo al especialista, para promover la actividad, se lanzarán medidas regulatorias que exijan cada vez más la calidad de las instalaciones en la República Dominicana. Al ser zona de huracanes, se comenzará a exigir a nivel regulatorio estudios de suelo, cargas de túneles de viento y garantías de velocidades de niveles de viento. 

Estos cambios son entendidos como una oportunidad para Ramos ya que por su experiencia y por tener fábricas alrededor del mundo cuentan con todos estos requerimientos estandarizados.

“Tenemos la ventaja de ser conocedores del hándicap de lo que implica ser un producto premium. Contamos con estándares de calidad extremadamente elevados, factores de seguridad que brindan confianza a nuestros clientes y versatilidad para entrar en cualquier mercado, al tener fábricas en Europa y China”, afirma.

En este sentido, asegura que la compañía ofrece tecnología alemana extremadamente segura con un concepto muy lineal de riesgo cero. Al poder garantizar cargas de viento de hasta 200 km por hora, hace que el producto sea muy llamativo para las distintas empresas que quieren montar proyectos fotovoltaicos en Dominicana.

“Esa garantía de seguridad ha vuelto atractivas a nuestras estructuras fijas y trackers. Mi pronóstico es que a medida que la ola de las renovables avanza, cada vez más inversores apuesten a productos de calidad, premium, con estándares técnicos elevados y que no haya riesgo durante la vida útil del producto”, insiste.

Y añade: “Hemos hecho que el orden de mantenimiento sea nula creando sistemas de envíos diferentes dependiendo del cliente. La idea es que nuestra estructura esté ya premontada para que llegue al campo y sea un producto 10% 30% más fácil de montar”. 

Teniendo en cuenta todas esas oportunidades, la compañía ha decidido hacer una inversión de recursos fuerte con el foco puesto en el mercado del Caribe, Centroamérica y Latinoamérica. 

En efecto, Ramos revela que han cerrado acuerdos bastante grandes con muchos de los principales exponentes de República Dominicana y la región: actualmente tienen 500 MW instalados en estructura metálica y la meta de alcanzar la cifra de 1 GW en contratos este año.

En línea con estos objetivos de venta, el experto concluye: “El año pasado la expectativa de crecimiento de las energías renovables (tanto eólica como fotovoltaica) era del 13% y este 2024 se espera crecer el doble. Esperamos que nuestra participación de mercado acompañe ese incremento”.

La entrada Elecciones en Dominicana: Schletter prevé el lanzamiento de más leyes e incentivos en favor de las renovables  se publicó primero en Energía Estratégica.

El escenario electoral ha sido un factor de influencia significativo para que mejore el panorama para las inversiones de energías renovables en México. No sólo cada candidato/a a la presidencia se ha referido a las oportunidades para tecnologías como eólica y solar, sino que también la retórica del gobierno actual respecto al sector energético ha experimentado un cambio notable. 

Durante este sexenio se observó un discurso de reticencia hacia la participación privada en el sector; sin embargo, se ha empezado a reconocer la necesidad de cambiar este enfoque y mostrar apertura a la inversión extranjera.

La necesidad de infraestructura energética se hace evidente, especialmente en regiones fronterizas donde la falta de suministro podría obstaculizar nuevas inversiones no sólo para ampliar el parque de generación actual sino por la nueva ola de nearshoring que va en crecimiento. 

Hugo Peña, Director de Desarrollo de Negocios en Gonzalez Calvillo y miembro del Consejo Directivo del Clúster de Energía de Sonora, señaló que el momento que atraviesa el mercado también está marcado por una reducción de controversias jurídicas vinculadas a proyectos que aún no han sido interconectados. 

“Es muy interesante lo que ocurre ahora. Obviamente, en el año 2021 -cuando fue la elección intermedia y se dio la propuesta de Reforma de AMLO– fue cuando se dio el auge del litigio energético en México. Pero desde hace unos meses para acá vimos que, luego de que la Suprema Corte tumbó esa Reforma, finalmente muchos de los amparos que estaban ingresados, de alguna manera se calmaron”. 

Según explicó el abogado durante una entrevista con Energía Estratégica, si bien siguen existiendo controversias, realmente las empresas hoy no están buscando litigar, no están buscando enfrentar a sus contrapartes -en este caso con el gobierno- sino más bien encontrar la manera de poder operar, poder tener sus inversiones protegidas.  

En ese sentido, un asunto por reforzar en el país sería la certidumbre jurídica. En la actualidad en el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (ICSID, por sus siglas en inglés) registra un solo caso público de controversia ingresado este año sobre un proyecto renovable, en este caso, de empresas españolas y el Estado mexicano, que se iría a resolver por reglas de arbitraje del convenio ICSID. Ahora bien, los pedidos de amparos internacionales a los que hizo referencia el referente de Gonzalez Calvillo, no todos de carácter público, buscarían una resolución acogiéndose a la legislación local y los tratados internacionales que apliquen. 

Al respecto, es preciso indicar que México cuenta con un considerable número de tratados internacionales, lo que le otorga una posición estratégica para atraer inversiones extranjeras y darles esa certidumbre. Entre ellos, el Acuerdo entre Estados Unidos, México y Canadá (USMCA; TLCAN 2.0​ o NAFTA 2.0), cuya renegociación fue un proceso complejo especialmente en el ámbito energético, proporciona un marco para la estabilidad y la cooperación en el sector.

Ante este escenario, desde Gonzalez Calvillo se posicionan como un aliado clave para destrabar y potenciar negocios en el sector energético mexicano. “Le damos la confianza a la empresa de que estamos con una mentalidad de One-Stop-Shop (OSS) para ser su aliado de negocios más que solo un estratega legal”, indicó el referente de la firma. 

Los gremios también jugarían un papel fundamental en la mejora de las relaciones entre el sector privado y el gobierno. Es el caso del Clúster de Energía de Sonora, donde Hugo Peña encabeza la mesa de temas legales y gestión regulatoria, que ha desempeñado un papel destacado en la promoción de la región como un destino atractivo para las inversiones en energías renovables.

“Afortunadamente en México tenemos muchas asociaciones que facilitan la comunicación entre las partes y el rol que ha venido jugando el Clúster de Energía de Sonora en lo particular ha sido fundamental en los últimos años no solo a nivel Estatal sino en todo el país. Este auge y posicionamiento tan grande a nivel nacional permite también posicionar a Sonora como una entidad abierta a la inversión. De hecho algunos de los proyectos de inversión extranjera directa se encuentran ya en Sonora”. 

Tal es la dinámica de negocios que se busca propiciar en la zona fronteriza con los Estados Unidos que no nada más Nuevo León sino también otros estados del noroeste se van posicionando como un polo de desarrollo fundamental. Aquello sumado al acompañamiento de las asociaciones, permite continuar cabildeando con los gobiernos para tener un ambiente de armonía de inversión. 

La entrada Mejora el panorama para inversiones de energías renovables en México se publicó primero en Energía Estratégica.

Wärtsilä, multinacional líder en la innovación tecnológica para el mercado energético, se mantiene a la espera de las publicaciones oficiales de diversas licitaciones públicas en Latinoamérica que permitan una mayor penetración de energías renovables en la región. 

Roberto Lares, gerente de desarrollo de negocios y director general de Wärtsilä Colombia, participó de la cumbre Future Energy Summit Central America & The Caribbean y reconoció el interés de la compañía por acompañar los procesos en Guatemala y Panamá. 

“La expectativa es que este año se haga el anuncio de la licitación PEG-5 de Guatemala, que proviene de una serie de años de planificación, vencimiento de contratos PPA de diferentes centrales y de aprovechar la oportunidad para acumular una buena cantidad de energía que permita descarbonizar y viabilizar la llegada de combustibles de transición energética”, destacó. 

“Es decir, que se lleve a cabo el proceso de licitación y se dé el tiempo suficiente para las ventanas de entradas en operación, ya que el desarrollo y llevar los proyectos a ready to build toma su tiempo; a la par que se debe entender que hay que reforzar las líneas de transmisión y subestaciones eléctricas para recibir la cantidad de proyectos”, agregó. 

Cabe recordar que en Guatemala, la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER) puso a consideración que se desagregue la gran licitación PEG-5, la cual fue anunciada por el exministro de Energía y Minas, Manuel Eduardo Arita Sagastume, con el objetivo de adjudicar nuevas plantas de generación para el 2030, pero las nuevas autoridades de gobierno no ratificaron dicho compromiso. 

Por tanto el regulador no se pronunció al respecto y tampoco socializaron pliegos, aunque el presidente electo, Bernardo Arévalo, está al tanto de ello, por lo que seguramente será cuestión de que la política energética termine de tomar forma para que se avance en la materia. 

Proceso por el que, bajo la mirada del gerente de desarrollo de negocios y director general de Wärtsilä Colombia, el país podría incorporar cerca de 700 MW (de los 1200 MW que se licitarían), lo que representaría una penetración de prácticamente el 30%.

Mientras que por el lado de Panamá, ya fue lanzada la Licitación Pública Internacional (LPI) Nº ETESA 01-24 de 500 MW, para la contratación de largo plazo de potencia y energía exclusivamente a centrales de generación renovable.

Aunque el sector aún está a la espera que la autoridad y la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) se expidan sobre las adendas planteadas para asegurar la claridad durante el proceso previo a la celebración del acto de presentación y recepción de ofertas, debido a ciertas dudas en la normativa de almacenamiento y cálculo de potencia firme para centrales híbridas. 

“La licitación de Panamá es una buena señal y como tecnólogos tenemos la visión de acompañar la progresiva penetración de energías renovables por la vía del almacenamiento en baterías y plantas térmicas flexibles para acompañar la intermitencia renovable y se eviten situaciones de curtailment”, subrayó Roberto Lares. 

A lo que se debe añadir que recientemente la Secretaría Nacional de Energía (SNE) publicó una Resolución dirigida a recomendar a la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) la elaboración y presentación ante la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP), del pliego necesario para efectuar una licitación pública, de corto plazo, tendiente a contratar la potencia y energía (ver nota).

Proyecciones a futuro

El gerente de desarrollo de negocios y director general de Wärtsilä Colombia vaticinó un futuro “interesante” en la complementariedad con el sector para la entrada de mayor cantidad de renovables, pero remarcó la importancia de contar con incentivos y el reconocimiento de la remuneración de los sistemas de almacenamiento y servicios de red a medida que haya más penetración de energías verdes.

“Hay que expandir las redes en subestaciones existentes, que sean pagadas por la red. Se debe hacer viable para que no caiga todo el peso en un proyecto fotovoltaico que opera o genera kWh en una cierta cantidad de horas al año, pero que el activo de la infraestructura tiene el mismo costo de que si se conectara cualquiera otra tecnología que puede amortizar más la inversión”, apuntó. 

“Se debe buscar el mecanismo que combine con el almacenamiento u otro tipo de distribución del costo, ya que en el proceso de transición hacia energías más limpias no se debe castigar severamente a proyectos renovables, que generalmente tienen sensibilidad financiera a flor de piel”, concluyó. 

La entrada Wärtsilä espera licitaciones de energías renovables en Guatemala y Panamá se publicó primero en Energía Estratégica.

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), en colaboración con la Agencia Española de Cooperación Internacional para el Desarrollo (AECID) y la Fundación Tecnalia, presenta estudios sobre el impacto del cambio climático en la infraestructura energética regional.

Si bien la región contribuye solo con el 8 % de las emisiones globales de CO2e, su sector energético es altamente sensible a los efectos del cambio climático.

El Estudio destaca la importancia de incrementar la resiliencia del sector energético de América Latina y el Caribe frente al cambio climático, mediante el análisis de los riesgos, la vulnerabilidad de la infraestructura, y la determinación de los cambios que deben implementarse en la planificación y operación de los sistemas.

Se analiza la vulnerabilidad y el riesgo de la infraestructura energética ante diversas variables climáticas; desde cambios en la temperatura hasta eventos extremos como tormentas y vientos fuertes. Los resultados revelaron que la sensibilidad y vulnerabilidad varían según el tipo de tecnología y ubicación geográfica.

Las conclusiones del Estudio subrayan la importancia de integrar la evaluación de riesgos climáticos en el diseño y operación de las instalaciones energéticas. Además, se destacan medidas de adaptación propuestas, como el uso de tecnologías más resistentes al calor, la gestión del uso del suelo para reducir la erosión y la implementación de sistemas de predicción mejorados para eventos climáticos extremos.

En cuanto al impacto en diferentes tecnologías destacan algunas conclusiones:

Para centrales fotovoltaicas, si la temperatura sube 1ºC, por encima de un umbral de 25°C, la producción de energía disminuye en un 0.66%.
Para las líneas de transmisión, por sobre un umbral de 20°C, si la temperatura sube 1ºC, la energía transportada cae un 0.4%.
En centrales hidroeléctricas, si el caudal disminuye un 1%, la producción de energía cae igualmente un 1%.
En el transporte de gas natural mediante gasoductos, el aumento de la temperatura puede comprometer la integridad de las tuberías, reducir la capacidad de transmisión y generar problemas de seguridad en caso de estaciones de compresión no adecuadas a altas temperaturas.
Para las granjas agroenergéticas (biocombustibles), los cambios en la temperatura podrían afectar la productividad de la materia prima y la producción de energía correspondiente, dependiendo del tipo de cultivo.

Por todo ello, es fundamental priorizar la resiliencia climática en las políticas energéticas. Se debe invertir en infraestructuras más robustas y flexibles, así como en la diversificación de fuentes de energía para reducir la dependencia de recursos susceptibles a las fluctuaciones climáticas.

Por último, dado que la matriz energética regional es altamente dependiente de fuentes directas como la hidroenergía, el informe destaca la urgencia de anticipar y mitigar los riesgos climáticos para evitar posibles crisis energéticas y proteger la sostenibilidad y estabilidad económica de la región en las décadas venideras.

Acceda al estudio de OLADE

La entrada OLADE presenta estudio sobre el impacto del cambio climático en la infraestructura energética de América Latina y el Caribe se publicó primero en Energía Estratégica.

Canadian Solar mantiene firme su compromiso con el desarrollo de las energías renovables en México. Así lo aseguró Armando Muñoz, Managing Director para México, Centroamérica y la Región Andina de Canadian Solar, en el último evento de Future Energy Summit (FES).

“Estamos aquí desde 2013 con un equipo local, apostando por módulos, inversores y sistemas de almacenamiento. Sigamos remando juntos hacia el mismo sentido. Creo que vienen cosas interesantes. El mayor reto quiero pensar que ya pasó”.

Durante su participación en el panel de debate de FES “El impacto del Nearshoring para las renovables en México”, Armando Muñoz destacó que la mayoría de las empresas que están llegando a México llevan en su ADN la sostenibilidad, las energías limpias y el compromiso con el cambio climático.

«La energía es el principal recurso del sector productivo y la principal materia prima del sector industrial», señaló. En este contexto, consideró que la transición energética es esencial para el éxito del nearshoring en México. No obstante, advirtió existen áreas de oportunidad que deben ser abordadas:

Burocracia y lentitud en los trámites administrativos: «Nos hemos enfrentado a una burocracia que ralentiza los procesos necesarios para avanzar en el sector», indicó Muñoz.

Infraestructura y redes de distribución y transmisión: Consideró que la falta de inversión en estas áreas es el principal cuello de botella. «El nuevo gobierno podría considerar abrir las redes a la iniciativa privada», sugirió.

Estado de derecho en los contratos: Subrayó la falta de certeza a mediano y largo plazo en los contratos establecidos, lo cual genera desconfianza en los inversionistas.

Con el éxito de la nueva ola de nearshoring, el referente de Canadian Solar pronostica que la demanda de energía en México podría incrementarse entre un 3% y un 4% anual durante los próximos diez años. Y, para satisfacer esta demanda, sería crucial implementar soluciones tanto de eficiencia energética como de energías limpias.

Competitividad y sostenibilidad empresarial

Siguiendo el análisis del Managing Director para México, Centroamérica y la Región Andina de Canadian Solar, en este nuevo paradigma las empresas deben enfocarse en cuatro vectores para no perder competitividad ni quedar obsoletas:

Medición de emisiones contaminantes.
Garantizar un suministro de energía estable.
Uso de energías limpias.
Obtención de certificaciones para descarbonizar.

«A nivel Canadian, vemos que nuestros clientes desarrolladores e inversionistas están comenzando a tener más sofisticación en temas como el ESG», comentó. Además, el tema de la trazabilidad en la cadena de suministro se ha vuelto crucial, ya que los inversionistas buscarían conocer el origen y la fabricación de los paneles solares.

En tal sentido, Canadian Solar está implementando prácticas globales en reciclaje y certificaciones de ciclo de vida, que podrían adaptarse a estos nuevos requisitos de los clientes en México.

«Estamos muy comprometidos con métricas y objetivos ambientales claros, buscando reducciones en emisiones contaminantes, uso de agua, energía y desperdicio», afirmó Muñoz.

Creatividad y resiliencia en el sector energético

En el evento de FES, Armando Muñoz también resaltó la resiliencia del sector energético en México, señalando que, a pesar de los desafíos, las empresas continúan firmes en su apuesta por el país. «Nos hemos vuelto bastante creativos. Si nos cierran la opción de utility, nos enfocamos en generación distribuida», explicó.

Ahora bien, en el sector también requerirían que se amplíen las oportunidades de negocios en generación distribuida. Por ello, el referente de Canadian Solar observó: “Un tema que a todos nos interesaría es el famoso: subir el threshold de los 500 kW al número que determinen sea 1 MW, 3 MW o 5 MW, etcétera, pero sí buscar ese incremento”.

Además abogó por el regreso de las subastas de largo plazo de manera “estructurada y ordenada”, lo cual podría impulsar significativamente el desarrollo de modelos de negocios que de pronto estuvieron estancados en el último tiempo e impulsar nuevas tecnologías como podría ser el hidrógeno verde en México.

«Sin un plan puntual de plantas de generación, el hidrógeno verde no podrá avanzar significativamente», comentó.

También, subrayó que se tornaría fundamental tener reglas claras para el almacenamiento de energía. «Entiendo que en junio habrá un planteamiento más formal sobre este tema», mencionó Muñoz haciendo eco de los anuncios que comisionados de la CRE que en FES Mexico anticiparon que se abriría a consulta pública la nueva regulación.

Abre la consulta publica de las DACG de almacenamiento para el sistema eléctrico mexicano

La entrada Canadian Solar ratifica su apuesta por México identificando oportunidades en distintos segmentos del mercado se publicó primero en Energía Estratégica.

Manuel Pérez Larraburu, gerente del negocio de Eficiencia Energética y Energías Renovables de BGH Eco Smart, pasó por los micrófonos de “Protagonistas”, el ciclo de entrevistas de Energía Estratégica, y allí los desafíos y proyecciones para la generación distribuida en Argentina. 

Uno de los focos estuvo en la importancia de mejorar los procesos burocráticos y legislativos para que el país pueda desarrollar el potencial de dicha alternativa renovable, considerando el contexto de sinceramiento de tarifas que plantea el gobierno, que existen ciertas restricciones en grandes nodos y que la GD puede ayudar a descarbonizar las matrices de distintos sectores de la economía. 

“Es importante que las diferentes regiones simplifiquen los procesos de los usuarios-generadores, ya que muchas instalaciones avanzan para autogeneración pero no se transforman en usuarios-generadores porque los pasos no están claros y porque las instituciones involucradas no definen procesos simples y eso hace que el potencial se vea retenido”, apuntó. 

“Otro desafío también a nivel de reglamentación está en aquellas regiones donde la tarifa a la cual se paga la energía generada ya está regulada y establecida. Hay muchas regiones, como Salta por ejemplo, donde existen tarifas muy por debajo de la que el usuario paga. Es decir que es menor el monto que se recibe por la energía generada que por la abonada”, agregó.

Lo cierto es que generación distribuida de Argentina no ha crecido como se esperaba a lo largo de los últimos años, ya que las previsiones marcaban que habría más de 23000 usuarios – generadores para el cierre del 2023, pero momentáneamente sólo hay por el momento sólo 1771 proyectos completaron la instalación y se convirtieron en U/G, sumando así 37,58 MW de potencia instalada. 

Y si bien la evolución es más más lenta de lo esperado y el potencial aún está latente, el referente de BGH Eco Smart planteó que el contexto de la quita de subsidios energéticos favorecerá a que, si se acompaña con algunas medidas de reglamentación, el potencial pueda transformarse en más capacidad instalada y una gran cantidad de instalaciones de generación distribuida a lo largo de Argentina. 

“Va a decantar si se acompaña con orden y si el país gana un poco de certeza. Con semestres donde se mirará el sector energético y a este tipo de inversiones, pensando en proyectos de larga duración y que, los repagos sean números razonables con precios de energía generada menores a los que uno paga en dólares”, insistió Manuel Pérez Larraburu durante el ciclo “Protagonistas”.

Proyecciones

El gerente del negocio de Eficiencia Energética y Energías Renovables de BGH Eco Smart también se refirió a las tendencias que se avecinan, no sólo a nivel nacional, sino también a aquellas que poco a poco tiene mayor presencia en el plano mundial, como por ejemplo los sistemas de baterías. 

“Se observará una mayor presencia de sistemas con acumulación, ya sea para microrredes o para estabilización de la calidad de energía durante rangos de tiempo mucho más amplios, soluciones para disponibilidad y para calidad de energía que compiten con grupos electrógenos”, señaló. 

Y desde BGH Eco Smart ya trabajan con productos híbridos monofásicos y trifásicos. En este último caso  encontraron un nicho de mercado específico para soluciones de 10 a 40 kW con capacidad de acumulación de hasta 160 kWh en sitios donde ya se tiene la infraestructura y se pretende sostener consumos que sean vitales, como por ejemplo residencias, comercios, bancos y estaciones de servicio. 

Mientras que en escalas más elevadas, la oportunidad la encuentran en microrredes o mejora de la calidad del servicio en líneas alejadas de los nodos de generación mediante equipos de 50 kW a 1 MW con baterías de 2 MWh por unidad. 

“Nuestro objetivo es continuar con presencia en el mercado de distribución de productos. para toda esta gama de productos, productos de inyección de potencia, inversor de cadena, de paneles, de equipos híbridos con acumulación en baterías. Y por otro lado, estamos avanzando un poco ya con obras con servicio para el mercado de utility scale”, ratificó Manuel Pérez Larraburu.

La entrada BGH Eco Smart destaca los desafíos y proyecciones para la generación distribuida en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

En un país como Ecuador donde la matriz es principalmente hidroeléctrica el fenómeno de El Niño complica ampliamente el suministro eléctrico. 

El problema es que genera una situación de estrés en el mercado debido a la reducción de la oferta de energía por la ausencia de lluvias y el incremento de la demanda de energía por las altas temperaturas.

En este marco, Remigio Peñarreta, CEO y fundador de GoSolar S.A., empresa dedicada a promover e instalar aplicaciones solares y de almacenamiento, analiza la situación desde el punto de vista de gestión de la demanda y evalúa el actual régimen tarifario y su contribución a la crisis. 

“Ecuador atraviesa una de las mayores crisis energéticas de su historia y el desafío consiste en cómo cubrir la demanda eléctrica creciente con una capacidad instalada insuficiente, mal mantenida, y en una época de estiaje donde las hidroeléctricas no pueden operar a su máxima capacidad”, afirma.

Bajo esta premisa, propone a través de un informe soluciones rápidas para reducir la duración e impacto económico de los apagones implementando medidas de gestión de demanda y modificando los patrones de consumo eléctrico en la población.

De acuerdo al experto, que no se hayan modificado prácticamente los regímenes tarifarios en las últimas décadas es una de las principales causas de esta crisis energética ya que “la poca o inexistente discriminación de los consumos en horarios punta promueve el comportamiento inadecuado de los consumidores” y se incrementa la demanda nacional de energía.

En este sentido, propone las siguientes medidas para gestionar de forma eficiente la demanda de potencia: 

Eliminar tarifas planas o de dos horarios para industriales y comerciales pues se necesita discriminar el precio en horario pico (12:00-22:00) para incentivar la reducción de la demanda máxima de potencia en dicho horario.
Incrementar el precio de carga de vehículos eléctricos en horarios punta. Se recomienda duplicar el precio de 10 USD/kWh a 20 USD/kWh y mantener baja la tarifa a partir de las 23 horas a menos de 10 USD/kWh.
Aumentar en al menos un 50% el precio de la tarifa industrial y comercial con demanda horaria diferenciada de lunes a viernes de 18 a 22. Al mismo tiempo, reducir la tarifa de fin de semana y feriado en un 10 o 30%. Esto incentiva que se desplacen actividades productivas energéticamente intensivas fuera del horario pico y que se promueva la eficiencia energética en la industria y comercio.
Implementar acuerdos de gestión de demanda de potencia (ejemplo: desconexión/reducción automática de cargas no críticas) con grandes consumidores industriales y comerciales, proveyéndoles de incentivos a aquellos consumidores que firmen dichos acuerdos.
Revisar los horarios vigentes de los tarifarios para reflejar la actual realidad de horario punta, valle y medio.
Ajustar las tarifas anualmente considerando la inflación como mínimo para evitar el incremento sostenido del déficit en el sector eléctrico.
Acelerar la inversión privada en nueva generación a través de la desregulación del sector, especialmente en lo vinculado a energías renovables. El exceso de controles y procesos burocráticos actuales desincentiva gravemente la implementación de tecnologías limpias. Prueba de ello, es el hecho de que menos del 1% de la energía generada en Ecuador proviene de fuentes solares y eólicas mientras que en otros países avanzan agresivamente en su transición energética.

La entrada Las recomendaciones para reducir la duración y costo de los apagones en el Ecuador  se publicó primero en Energía Estratégica.

Como un gran paso de innovación una central fotovoltaica de 500 MW situada en una región desértica de gran altitud del noroeste de China se conectó a la red, todo ello con módulos Vertex N de 700 W de Trina Solar. Esto demuestra la gran confianza de los clientes en la marca y sus productos. La planta, que tiene un rendimiento energético medio anual de unos 1.000 millones de kWh, y que fue desarrollada y es propiedad de Datang Qinghai New Energy Development Co Ltd, forma parte del primer lote de plantas de generación de energía solar y eólica en el desierto de Gobi y otras regiones áridas.

La planta está sometida a drásticas diferencias de temperatura y a condiciones meteorológicas extremas, como fuertes vientos y granizadas, lo que exige una mayor fiabilidad de los módulos. Además, el proyecto está situado en un desierto de gran altitud, a una altura media de 3.200 metros.

Los módulos Vertex N 700W, basados en la avanzada tecnología de 210 mm y en la tecnología N-type i-TOPCon Advanced, son famosos por su alta fiabilidad, alta eficiencia, alta potencia, alto rendimiento energético y bajo LCOE, lo que aporta un valor superior a los clientes.

Cao Yunduan, responsable de marca y marketing de Trina Solar, declaró que: «nuestros módulos Vertex N 700W demostraron su gran desempeño al superar las pruebas de fiabilidad ampliada de RETC con un rendimiento sobresaliente en mayo del 2023 y se utilizaron ampliamente en condiciones adversas, ganándose la aprobación de los propietarios de proyectos».

Trina Solar adoptó una disposición integrada en las plantas de fabricación para garantizar la entrega sin problemas de los módulos de tipo N. Todos los lotes de módulos de la serie Vertex N 700W+ para la central fotovoltaica de 500 MW se entregaron en menos de un mes, algo que el propietario del proyecto agradeció enormemente.

Trina Solar promueve con entusiasmo la industrialización de los productos de tipo N mientras sigue mostrando el camino en la era de los 700W+.

La entrada Se conecta a la red una planta de gran altitud con módulos Vertex N 700W de Trina Solar se publicó primero en Energía Estratégica.

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) hoy definirá los proyectos que contarán con prioridad de despacho en la convocatoria del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

Ya se confirmó que cinco parques eólicos, por hasta 426 MW de potencia, y una central fotovoltaica de 25 MW pueden ser asignables por estar en áreas de transporte disponible. De ese total, tres emprendimientos (todos de PCR) incluyen la ampliación de la estación transformadora 500 kV Bahía Blanca. 

Pero aún resta saber el futuro de otros 34 proyectos que solicitaron ser adjudicados entre 985,8 MW y 2776,6 MW y que debieron ir a desempate mediante el mecanismo de factor de mayoración, tanto para el MATER Pleno como el Referencial A. 

Por lo que, a través de una herramienta pública de CAMMESA, Energía Estratégica simuló el proceso de asignación de prioridad de despacho del vigente llamado del MATER, correspondiente al primer trimestre del 2024 y a continuación trae los resultados. 

De acuerdo a dicho modelo de análisis y simulación, se adjudicarían diecisiete proyectos por una potencia de 865 MW, repartidos entre cuatro parques eólicos (291 MW) y trece plantas solares (574 MW). Aunque si se toma en cuenta toda la capacidad de las posibles centrales ganadoras, la cifra aumentaría a 1102,8 MW. 

El proyecto eólico General Levalle I (17 MW – YPF Luz) y los parques fotovoltaicos El Marcado I (5 MW – Federación de Cooperativas Eléctricas del Nuevo Cuyo), PS La Cumbre II (15 MW – Diaser), PS Retamito (30 MW – Genneia) y PS San Luis (33 MW – Genneia) ingresarían bajo el esquema del “MATER Pleno”, es decir sin restricciones o limitaciones circunstanciales para inyectar energía.

Mientras que las doce centrales restantes (765 MW de capacidad a instalar) serían asignadas mediante el mecanismo “Referencial A”, lo que significa que los agentes generadores podrán contar con evaluaciones limitaciones circunstanciales para inyectar energía con una probabilidad esperada del 92% sobre su energía anual característica en las condiciones previstas de operación, hasta tanto se ejecuten las obras de transporte que permitan evitar las limitaciones. 

Por tanto a continuación se detallan cuáles serían esos proyectos y en qué corredores se ubicarían.

Ref A – Corredor Comahue 

PE Andinos – 74 MW asignados de 129,8 MW solicitados

Ref A – Corredor Patagonia – Provincia de Buenos Aires 

PE Los Patrios – 151,2 MW 
PE Vidal – 48,8 MW de 100,8

Ref A – Corredor Centro – Cuyo – Noroeste Argentino (NOA)

PS Aconcagua II – 65 MW
PS El Quemado I – 50 MW 
PS General Levalle – 28 MW de 47 MW 
PS MSU Andalgala – 90 MW de 100 MW solicitados
PS Olongasta – 90 MW de 151 MW 
PS Quebracho Blanco – 15 MW
PS Recreo I – 100 MW
PS San Luis – 7 MW de 40 MW pedidos
PS Tocota III – 46 MW

La entrada Más de 15 proyectos renovables podrían ser adjudicados en la actual ronda del MATER de Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

La semana pasada, el Poder Ejecutivo incluyó en su solicitud de delegación de facultades legislativas enviada al Congreso de la República, mejoras regulatorias que buscan la apertura del mercado eléctrico a nuevos competidores, diversificar y descentralizar las fuentes de generación.

Con esta iniciativa, se propone modificar la Ley 28832, norma para asegurar el desarrollo eficiente de la Generación Eléctrica, con el objetivo de incrementar la competencia, promover inversión en nuevas fuentes de generación eléctrica, conseguir menores costos de generación y menos contaminante, lo que contribuirá a reducir las tarifas eléctricas que pagan millones de usuarios.

Se trata de las mismas modificaciones que se plantearon en el proyecto de ley 4565 que fue enviado en marzo del 2023 al Congreso de la República pero que no han logrado pasar a pleno.

En conversaciones con Energía Estratégica, Raquel Carrero, gerente general de la Asociación Peruana de Energías Renovables explicó en detalles el proyecto de ley y estimó cuándo debería tratarse nuevamente en el Congreso.

¿Me podrías comentar en mayor profundidad de qué se tratan las mejoras regulatorias enviadas al Congreso?

El Poder Ejecutivo ha incluido las modificaciones de la Ley 28832 en su pedido de facultades para poder hacer los cambios de manera más proactiva como la actual situación lo amerita. Consiste principalmente en modificar la contratación de energía, de forma separada de la potencia, como dos productos, y establecer bloques horarios. 

Estos cambios son necesarios para poder incluir la energía solar en las licitaciones del mercado regulado, es decir, aquel que atiende millones de hogares y negocios de diversos sectores, porque hoy, tal como está redactada la ley, la energía solar se encuentra totalmente excluida de esa posibilidad. La única posibilidad de generar energía solar para el mercado regulado está disponible para los actuales operadores del sector eléctrico y esa es una limitación de la competencia que es insostenible. 

Si bien ha pasado más de un año desde que el gobierno envió esta propuesta técnica, hasta la fecha no se ha debatido ni aprobado en el Pleno Congreso de la República. Entendemos que el gobierno comprende la necesidad de hacer estos cambios urgentemente para garantizar la libre competencia en el mercado eléctrico y beneficiar a millones de hogares con mejores tarifas, en un contexto donde los índices de pobreza se han incrementado y la electricidad forma parte de la canasta básica familiar. 

La solicitud de facultades es un procedimiento constitucional, es una práctica usual y se justifica en la medida que el gobierno entiende y necesita que se hagan estos cambios. Desde la Asociación Peruana de Energías Renovables creemos que esos cambios son necesarios y que deben hacerse todos los esfuerzos para que se implementen lo más pronto posible. Estos favorecen a los usuarios eléctricos, hogares, comercios y a todos los sectores productivos en general. El objetivo es trasladar los precios competitivos de las energías renovables a la tarifa eléctrica porque actualmente no está ocurriendo.

  ¿Cuándo van a ser tratadas por el Congreso y de qué depende su aprobación?

La solicitud de facultades del Poder Ejecutivo ha sido enviada a la comisión de Constitución del Congreso y será allí el espacio del debate inicial donde se revisará todas las propuestas planteadas por el Gobierno. Luego tendrá que ser debatido en el pleno del Congreso, lo cual creemos que debe darse antes de que acabe la actual legislatura en julio. 

Para aprobarse, dependerá de la capacidad del Gobierno de sustentar frente al Parlamento la necesidad de hacer estos cambios y que haya un acuerdo en que la forma más rápida y segura de hacerlo es delegando las facultades al Poder Ejecutivo. Es un trabajo político que deberá hacer el Gobierno y el Parlamento. 

Cabe destacar que el Congreso ha tenido la modificación de la Ley 28832 en sus manos por más de un año y no le ha dado la prioridad que requería lo cual ha incrementado la situación de riesgo del sistema.

 ¿Qué tan necesario es que Perú apruebe esas iniciativas?

En una economía de libre mercado cuanto mayor sea la competencia es mejor para los consumidores. La situación actual restringe el ingreso de nuevos operadores al sector eléctrico. Estas barreras que se mantienen para el ingreso de la energía solar ya han sido advertidas desde hace varios años y la necesidad de cambiar la regulación fue reiterada por la comisión de reforma del subsector electricidad que dio sus recomendaciones en el 2020. Han pasado ya casi 4 años desde entonces y nada ha cambiado. 

Estas limitaciones para el desarrollo de la energía solar y que en el caso de la energía eólica recién se levantaron en el 2020, nos ha llevado a intensificar el uso del diésel para generar electricidad y atender la demanda eléctrica. 

De acuerdo a cifras del COES la producción eléctrica en el 2023 se dio de la siguiente manera: 47.7 % hidroeléctrica, 46.7 % termoeléctrica, 4% eólica y 1.6% solar. De esta forma, en el 2023 usamos 182% más diesel para generar electricidad que en el 2022. Por ello, se trata de un tema económico y de seguridad nacional: necesitamos diversificar, descentralizar, abrir el mercado, ese es el camino

La entrada SPR solicita tratar el proyecto de ley clave para impulsar las renovables antes de julio se publicó primero en Energía Estratégica.

Puerto Rico está en alerta por el ataque al programa de medición neta que ha iniciado la Junta de Supervisión y Administración Financiera para Puerto Rico (FOMB, por sus siglas en inglés).

La controversia se acentuó la semana pasada, cuando se venció el plazo de revisión legislativa impuesto por la Junta para derogar o enmendar la Ley 10 del 2024, ley que no está bien vista por dicha entidad federal, pero que tiene la aprobación unánime de la legislatura puertorriqueña, amplísimo apoyo de la sociedad civil y de la industria de la isla, pues protege la  medición neta hasta después del 2030, al posponer a esa fecha un estudio que posibilitaría la devaluación de la compensación al detal de la electricidad limpia que los prosumidores exportan a la red.

Como las autoridades puertorriqueñas no han acatado el ultimátum de la Junta, existe un riesgo claro y presente de que la Junta inicie un litigio para anular la ley, tal como lo indica expresamente su carta publicada el 5 de febrero del 2024: 

«Si el Gobernador y la Legislatura no derogan o modifican la Ley 10, la Junta de Supervisión, que se reserva todos sus derechos, tomará las medidas que considere necesarias, incluido el inicio de un litigio para anular la Ley 10».

Ante esta situación, asociaciones civiles y empresariales se encuentran uniendo esfuerzos para comunicar y socializar los beneficios de la energía distribuida en medición neta, así como para exigir se  mantenga la vigencia de la Ley 10 del 2024, para mantener el rumbo hacia al cumplimiento de los objetivos de sostenibilidad del sector energético que indican que las energías renovables deben alcanzar un 40% al 2025 y un 100% al 2050 en el archipiélago puertorriqueño. 

«Necesitamos construir los proyectos a escala de servicios públicos que están en marcha. Necesitamos seguir aumentando la generación distribuida. Y necesitamos aumentar la eficiencia energética porque cuanta más eficiencia energética tengamos, menos energías renovables se necesitarán para llegar al 100%. Todas esas cosas son importantes para continuar», expresó PJ Wilson, presidente de la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA).

Durante un Solar & Storage Briefing llevado a cabo el pasado viernes 10 de mayo, el director ejecutivo de SESA observó que no es la primera vez que la Junta se antepone al crecimiento de la generación renovable en Puerto Rico:  

«FOMB ha rechazado en reiteradas ocasiones las decisiones del Negociado de Energía de Puerto Rico:

En verano del 2021 FOMB publicó una cruda carta cancelando 450 MW de proyectos solares a escala de utilidad;
-sin ningún análisis conocido
-luego de dos años de negociaciones entre los desarrolladores solares, la utilidad y el regulador
-luego de que el Negociado de Energía de Puerto Rico dio su aprobación final a dichos proyectos
-si FOMB no hubiera anulado los mismos, eso 450 MW de energía solar ya estarían construidos al momento y estarían produciendo 4,5% de la energía de la isla y estaríamos en 16.5%
-al haber frenado esos 450MW (luego de haber sido aprobados por el regulador independiente) marcaron a Puerto Rico como una mercado de “alto riesgo” ahuyentando compañías de energía solar multinacionales y muy posiblemente propiciando precios más elevados (por ser considerada de alto riesgo) en futuras ofertas.
-por ende, no existirá un “regulador independiente” mientras exista la presión de FOMB». 

Sorprende esta postura, ya que la Junta se ha pronunciado a favor del despliegue de las renovables en reiteradas ocasiones y, de hecho, incluyen el siguiente párrafo en su carta solicitando la revisión legislativa de la Ley 10: 

«La energía renovable es clave para el futuro sistema energético de Puerto Rico y para una electricidad más confiable, y la Junta de Supervisión apoya la transición hacia más energía renovable. La transición de la red energética de Puerto Rico a la gestión privada, como se define en la Ley 17 y los Planes Fiscales, ya aumentó considerablemente los hogares con energía solar en los tejados, y la Junta de Supervisión aprobó los contratos para construir más suministros de energía renovable a gran escala que la AEE había adquirido y el NEPR había aprobado».

Desde SESA observan la inconsistencia entre estas declaraciones y la reticencia a las renovables que demuestra la Junta en sus requerimientos recientes. Además, la Junta no tendría argumentos ante el bajísimo nivel de penetración renovable, que apenas alcanza el 12%. 

«La devaluación de las exportaciones solares en California y Hawai, lo cual, dicho sea de paso, destruyó la industria y miles de empleos en esos estados, de todos modos comenzó cuando allí habían alcanzado altísimas penetraciones de generación distribuida, pero en Puerto Rico recién estamos comenzando. Denos una oportunidad de crecer y mantener esta importantísima industria local», expresó Javier Rúa-Jovet, director de políticas públicas de SESA.

A aquel pedido se sumó el hacedor de la “Ley de Política Pública Energética de Puerto Rico” Ley Núm. 17 de 11 de abril de 2019, Eduardo Bhatia Gautier, exsenador por el Partido Popular Democrático y expresidente del Senado de Puerto Rico, quien además puso el acento en fomentar el diálogo con los tomadores de decisión durante este mes para no tomar medidas que vayan en detrimento de la generación distribuida renovable:

«Estén atentos, los próximos 30 días van a ser cruciales. Ayúdenos a abrir esas puertas para tener una conversación que nos asegure de extender el programa de medición neta que tenemos ahora».

La entrada Salvar a la medición neta de los ataques de la Junta: la prioridad de SESA en Puerto Rico se publicó primero en Energía Estratégica.

De la mano de la energía solar, el sector energético renovable en los mercados de Centroamérica y el Caribe está aumentando de una manera vertiginosa y Sungrow es una de las empresas que está contribuyendo a este crecimiento con más de 500 MW de inversores comprometidos en cartera en plazas estratégicas de la región.

Uno de los principales países del Caribe donde este fabricante acumula una gran participación es República Dominicana, donde tiene contratos para suplir a unos 400 MW de capacidad fotovoltaica alrededor de la isla.

Pero aquello no sería todo. Este compromiso se extiende al territorio continental. Allí, Sungrow avanza a paso acelerado en mercados estratégicos de Centroamérica, como Panamá donde sumará en el orden de 120 MW y El Salvador con otros 60 MW.

Según comentó Gonzalo Feito, director para Latinoamérica de Sungrow, una particularidad ahora es el incremento del volumen de potencia y capacidad en proyectos fotovoltaicos así como la adición de almacenamiento energético en baterías para su integración a la red.

“Como fabricante, yo ya no concibo proyectos solares sin que se considere -si no es en un presente, para un futuro- una integración de sistemas de almacenamiento”, observó el directivo de Sungrow, la empresa que acumula un total de 2.4 GWh suministrados en almacenamiento en Latinoamérica.

Durante su participación en el último megaevento de Future Energy Summit (FES) en el Caribe, Gonzalo Feito destacó que una de las cosas que caracteriza a Sungrow es su versatilidad a nivel tecnológico.

“Nuestra evolución es tratar de hacer un híbrido entre ambas tecnologías string y central”, indicó.

Es así que, ahora mismo están trabajando con un inversor central que es modular, en bloques de un 1.1 MW que llegan hasta 8.8 MW con el sistema de media tensión integrado en un mismo contenedor.

Este producto se adaptaría muy bien a mercados como el dominicano, ya que viene perfectamente preparado para acoplar baterías en corriente continua en DC y se posiciona como una solución perfecta para el Energy Shifting.

En cuanto a la evolución de la tecnología de almacenamiento, Gonzalo Feito subrayó el compromiso de Sungrow con la optimización continua para reducir costos.

Es por ello que la empresa ha desarrollado soluciones que a la fecha duplican su densidad energética ampliando la capacidad de almacenamiento, por ejemplo en un contenedor de 20 pies pueden concentrar 5 MWh, algo ideal para entornos donde el espacio es limitado pero la demanda de energía es alta.

La entrada Sungrow proverá más de 500 MW solares en Centroamérica y el Caribe se publicó primero en Energía Estratégica.

Solis, empresa de origen chino con 19 años de experiencia en la electrónica de potencia para el sector fotovoltaico, aportó su visión de futuro sobre la evolución  de los grandes proyectos, esquemas de generación distribuida y almacenamiento en Latinoamérica. 

Marco Ricci, LATAM sales manager de Solis, participó del mega evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean e hizo foco en los retos y oportunidades que posee la región para lograr una mayor penetración de renovables en distintos segmentos de la economía. 

“La tecnología y la legislación de cada país van de la mano. Afortunadamente muchos países de Latinoamérica cuentan con una línea guía de reglas claras y simples. Por lo que una forma de tener incentivos es tener claramente el acceso a la energía renovable”, apuntó. 

“El problema no es el precio de la tecnología, sino la política que permite el desarrollo. Estamos a precios y desarrollos tecnológicos impensables hace unos años, ya que la electrónica de potencia se desarrolló exponencialmente en el último lustro, agregó durante el encuentro que reunió a más de 400 líderes de la industria renovable.

El especialista planteó que la generación distribuida con o la inserción de las renovables a gran escala pueden representar oportunidades para un mayor poder adquisitivo de los clientes finales, ya que dichas alternativas permitirían ahorros y un mayor crecimiento económico. 

“La regulación y reglamentación respecto al storage en utility scale es un desafío. En un mercado en desarrollo como es el almacenamiento, aunque avanza rápidamente, poder dejar el libre mercado y libre competencia siempre es una ventaja”, subrayó el LATAM sales manager de Solis.

Justamente, los sistemas BESS cada vez son más vistos en Latinoamérica, al punto que los países avanzan con regulaciones y normativas específicas y el sector privado poco a poco desarrolla más proyectos de esa índole, ya sea pilotos o hasta de gran escala. 

Desde Solis no son ajenos dicha tendencia, de tal modo que ya confirmaron que todos los productos que lanzarán a lo largo de los próximos años serán con almacenamiento, en pos de adaptarse a las necesidades de cada mercado 

“Estamos desarrollando muchas soluciones híbridas, tanto para bajo como alto voltaje, residencial, comercial – industrial y utility scale. Hay muchas soluciones a un precio más que razonable”, manifestó Marco Ricci, quien meses atrás anticipó que se observa un rol muy claro sobre el storage (ver nota)

“Además, esperamos que República Dominicana siga siendo un ejemplo en los próximos años y crezca del 5,7% de participación solar que tiene actualmente”, añadió en el evento Future Energy Summit Central America & The Caribbean.

La entrada Ricci: “Estamos a precios y desarrollos tecnológicos solares impensables hace unos años” se publicó primero en Energía Estratégica.

Por primera vez, Future Energy Summit (FES) llegó a México con un evento de alto nivel enfocado en promover el diálogo en torno a la transición energética con fuentes renovables.

Allí, más de 400 profesionales del sector público y privado debatieron sobre las últimas tendencias en energías renovables y la necesidad de diversificar la matriz energética en la región latinoamericana y en el mundo.

Uno de ellos fue Sergio Ramírez, Sales Support Manager de Seraphim, fabricante de módulos solares a nivel mundial, quien destacó su meta de aumentar su capacidad de producción anual de 20 GW a 33 GW en un futuro cercano. 

En línea con esos objetivos, ratificó su interés por seguir expandiéndose en México, un mercado colmado de expectativas debido a que el próximo 2 de junio se llevarán adelante elecciones presidenciales donde se definirá quien llevará adelante la agenda energética del próximo sexenio.

“México sigue aumentando la demanda de consumo eléctrico año tras año y ha tenido buenos resultados en los últimos años por el incremento de la generación distribuida.  Todo el tiempo se habla de que se podría lograr un boom de renovables con el nuevo gobierno que nos lleve al siguiente nivel”, explicó. 

Y agregó: “En Seraphim buscamos ir muy de la mano con el distribuidor, epecista y el cliente final para crear una cadena de valor sólida que le de certeza y confiabilidad al mercado de generación distribuida y utility scale. Si todos trabajamos en conjunto,  alineados con esta visión de crecer no solo para beneficiarnos como empresa sino también como país, podremos aprovechar este boom de la mejor manera”. 

Si bien admitió que los retos son desafiantes, Ramírez hizo hincapié en que todos los jugadores, tanto públicos como privados, se pongan de acuerdo en las reglas de juego de una manera ordenada. 

De acuerdo al experto, una medida fundamental es elevar el límite de potencia en generación distribuida según la demanda de cada zona, ya que podría ayudar a incrementar aún más las instalaciones de este segmento.

“El aumento del umbral de generación distribuida debe darse de forma planificada y debe ser acompañada de inversiones en infraestructura. Es importante sentar las bases de a dónde y cómo lo vamos a hacer”, señaló

Además, aseguró que el gobierno tiene que apoyar a los inversionistas con incentivos y financiación.

“Todos los sectores de la sociedad tenemos que ayudar a ser parte de la solución para aumentar esta capacidad. Ya tenemos todo para que los proyectos fotovoltaicos sean sustentables, seguros y den certeza a los que los están instalando. Solo debemos lograr que este aumento de generación distribuida sea más inmediato”, concluyó.

La entrada Seraphim busca aumentar su capacidad de producción anual a 33 GW se publicó primero en Energía Estratégica.

El pasado 9 de mayo se concretó la firma de un acuerdo de colaboración entre Conexión Kimal – Lo Aguirre, compañía a cargo del desarrollo, construcción y operación del proyecto de transmisión HVDC Kimal Lo Aguirre. e INACAP, institución destacada por estar muy conectada con las industrias, para entregar a sus alumnos mallas y contenidos de vanguardia, acordes a las nuevas tecnologías y a las necesidades de las empresas.

El acuerdo permite facilitar el acceso a información recíproca y da la posibilidad para que los profesionales, estudiantes y académicos de ambas instituciones puedan participar de actividades de formación y transferencia tecnológica.

Las instituciones esperan entregar más oportunidades a los estudiantes, pero también fomentar la investigación académica y el desarrollo de nuevos conocimientos en los desafíos de la incorporación a Chile de proyectos en corriente continua, la ingeniería de proyectos, la seguridad, redes inteligentes, entre otros.

Durante la actividad, realizada en la sede de INACAP en Renca, el rector Lucas Palacios, señaló que “esta alianza nos llena de motivación porque la energía es algo que trasciende mucho más allá del medio ambiente. Impacta a las comunidades, al día a día de millones de personas, a las políticas públicas, a la infraestructura y muchas cosas más. Es algo que debemos considerar de manera transversal en todas las carreras, en todos los aspectos de nuestras vidas y, sin duda, este acercamiento con Conexión Kimal – Lo Aguirre va a permitir que nuestros alumnos comprendan de mejor manera esa importancia. Y eso hará que sean técnicos y técnicos profesionales más destacados y con una formación más pertinente para cuando salgan al mundo laboral”.

A su vez, el gerente general de Conexión Kimal – Lo Aguirre, Sebastián Fernández, sostuvo que “con este convenio buscamos fomentar la colaboración e impulsar el conocimiento y la innovación en torno a la energía, permitiendo a los estudiantes acceder a instancias donde puedan compartir la experiencia de nuestro equipo de especialistas en el desarrollo, construcción y operación de uno de los proyectos más icónicos para el país en materia de transmisión y un paso decisivo en la transición energética”.

La entrada INACAP y Conexión Kimal – Lo Aguirre firman acuerdo de colaboración para la transferencia de conocimiento se publicó primero en Energía Estratégica.