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La demanda de energía en Guatemala crece a ritmos acelerados y la oferta necesita ampliarse con prontitud. Por lo que desde la Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER) identifican determinados retos qué abordar con celeridad durante este año.

Entre ellos, Rudolf Jacobs, presidente de AGER, señala que urge la expansión de redes de transmisión y del parque de generación, así como brindar certeza jurídica a las inversiones.

Sobre el primer punto, los generadores han identificado que las redes de transmisión del país requieren ampliarse en capacidad y cobertura geográfica, para dar cabida y acceso a los nuevos proyectos de energía, en su mayoría renovables, que deben instalarse.

En este sentido, Jacobs señaló como importante que se lleven a cabo procesos de licitación para nuevas líneas de transmisión y nuevas plantas de generación, cumpliendo con la Política Energética para que se logre alcanzar una participación renovable de no menos del 80%.

«La AGER propone diseñar las licitaciones para agregar una mezcla variada de fuentes renovables, como hidroeléctrica, eólica, solares-fotovoltaicas, por su complementariedad, y con un esfuerzo de agregar capacidad geotérmica, por el potencial del país y su contribución a la base del suministro”, declaró el presidente de AGER a Energía Estratégica.

Y argumentó: “Existen proyectos de transmisión que fueron adjudicados en el pasado que no se instalaron o están en proceso. Debe evaluarse con urgencia las líneas que son necesarias para licitar, evaluar las razones del atraso donde aplique y, una vez adjudicadas, es importante que las autoridades den acompañamiento permanente a estos proyectos, en particular en lo que concierne a la obtención de los derechos de paso».

Como parte de lo anterior, la Asociación ha propuesto que las autoridades consideren «lanzar una licitación de nueva generación, desagregando la gran licitación PEG-5, que viene atrasada, aprovechando los proyectos que compitieron y no fueron adjudicados en el proceso PEG-4«, muchos de los cuales por ser de tecnología solar podrían desarrollarse e iniciar el suministro rápidamente, en el año 2025, y con ello dar soporte a la demanda de energía en los períodos de necesidad más críticos (en el verano).

“Es necesario reglamentar las consultas del Convenio 169 de OIT, para dar certeza jurídica a las inversiones en infraestructura de diversa índole en el país, incluyendo proyectos de generación, distribución y transmisión de electricidad”, añadió Jacobs.

La publicación de AGER denominada “Estrategia para la transición energética en Guatemala: Agenda para la transformación eléctrica sostenible” identifica estos retos, entre otros, y plantea una ruta de crecimiento de la oferta que atiende las necesidades de la demanda dentro de un marco de sostenibilidad ambiental, asequible para la población y competitivo para el desarrollo económico del país.

Con una visión de largo plazo propone dar continuidad a lo establecido en la Política Energética, priorizando alcanzar el 80 % de la generación de energía proveniente de fuentes renovables, impulsando el desarrollo y aprovechamiento de nuestro potencial de generación y contribuyendo a cerrar la brecha aún existente en temas de electrificación rural.

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Una nueva compañía hidrocarburífera se sumará al camino de la transición energética y la adopción de energías renovables en sus procesos productivos, con el fin de reducir su huella de carbono a lo largo de las próximas décadas. 

La Empresa Nacional de Petróleo (ENAP) de Chile recientemente aprobó un plan de descarbonización (el primero de la firma) con objetivos a 2035 (alcance N°1) y 2050 (N°2), por lo que desde su general general reconocieron que apuntarán a cerrar contratos de compra – venta de energía renovable. 

“Hay un contexto que ayuda en Chile, ya que el país hizo enormes esfuerzos para transformar la matriz energética a renovables, por lo tanto tenemos la posibilidad de, eventualmente, colgar más nuestras operaciones de la red”, manifestó Julio Friedmann, gerente general de ENAP. 

“Y con ello atacar el alcance N°2 de los objetivos a través de PPA renovables, que empezaremos a trabajar a partir de ahora”, aseguró durante un webinar organizado por la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe (ARPEL) en el marco del 26° Congreso Mundial de la Energía, realizado en Rotterdam.

Para ser precisos, ENAP es una empresa estatal chilena dedicada a la explotación, producción, refinación y comercialización de petróleo, gas y sus derivados, y de energía eléctrica; teniendo su producción actualmente radicada en Argentina (se venderá la participación en pozos y activos en dicho país), Ecuador y Egipto, siendo estos últimos dos los de mayor volumen de producción 

Pero a mediados de abril, el directorio de ENAP aprobó el plan de descarbonización en el que asumió la reducción del 25% de sus emisiones de dióxido de carbono equivalentes para 2035 y del 50% para el año 2050.

Por tanto desde la compañía fundada en 1950 observan una circunstancia “única” para avanzar en materia de descarbonización con inversiones que consideran “rentables por sí mismas”, ya sea en cuanto a renovables e incluso con la propia producción de hidrógeno verde. 

“Tenemos una tremenda oportunidad de descarbonización con proyectos rentables, que tienen un retorno de inversión positivo. Y cuando nos pusimos metas de reducción de emisiones, diferenciamos que hay temas de eficiencia de oxígeno en los hornos, eficiencia energética en las refinerías y más que no habíamos abordado con todas las fuerzas pero que hoy debemos hacerlo”,  sostuvo Friedmann. 

Cabe recordar que recientemente ENAP anunció que la alemana Neuman & Esser será la encargada de construir la planta de 1 MW donde la estatal producirá hidrógeno verde, proyectada para iniciar en 2025. Central que se alimentará del parque eólico Vientos Patagónicos. 

Y la planta de H2V será utilizada para estaciones de carga de vehículos y para la alimentación del horno de la planta de fraccionamiento en Cabo Negro, entre otras aplicaciones.

Adicionalmente,  durante el 2023 ENAP  firmó un acuerdo con Total Eren, HIF Chile y HNH Energy para la reconfiguración del Terminal Laredo, el que permitirá habilitar la primera fase importación de equipamiento para el desarrollo de esta industria, como también un megaproyecto en San Gregorio para el desarrollo de un terminal para importación y exportación de H2V y derivados que involucra una inversión que rondará los US$700 millones.

“Estamos apostando a ayudar a los inversionistas privados a convertir a la región de Magallanes en un polo de producción de hidrógeno verde de manera competitiva en el futuro”, subrayó el gerente general de la Empresa Nacional de Petróleo . 

“Igualmente vemos con cautela el tema del H2V ya que todo indica que tomará más tiempo; pero en el corto y mediano plazo serán los biocombustibles en los que nos enfocaremos”, aclaró durante el webinar en el 26° Congreso Mundial de la Energía.

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Las inversiones en infraestructura se tornan fundamentales para atraer nuevas inversiones de proyectos renovables que ayudan a satisfacer la demanda energética y diversificar la matriz colombiana. 

Bajo esa premisa, ISA INTERCOLOMBIA, empresa dedicada al transporte de energía eléctrica a alto voltaje en el país, avanza a pasos agigantados con su proyecto de Interconexión Cuestecitas – Copey – Fundación a 500/220 mil voltios ubicado en La Guajira, región que se caracteriza por su alto potencial eólico.

Este desarrollo que atraviesa 17 municipios de los departamentos de La Guajira, Cesar y Magdalena, incluye la construcción de 270 kilómetros de líneas y 632 torres, la ampliación de las subestaciones Fundación, Copey y Cuestecitas y la construcción de Nueva Cuestecitas.

Ante la expectativa que generan estas obras para la región, Carlos Mario Caro, gerente general en ISA Intercolombia, destaca el arduo trabajo que se está realizando desde la compañía para culminar este desarrollo, en sus redes sociales. 

“Recorrimos la zona norte del proyecto, inspeccionando la llegada de la línea a las subestaciones Cuestecitas actual y la nueva, un tramo importante del proyecto que pasa cerca de la mina de El Cerrejón y la reserva forestal Aguas Blancas – Santa Elena – Mushaisa, en La Guajira. Allí todos los materiales para la construcción de la línea son transportados por helicóptero para proteger dicha reserva”, explica.

“Esta interconexión es fundamental porque aumentará la capacidad instalada del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y mejorará la confiabilidad del servicio en los tres departamentos que recorre. Además, conectará al país con los proyectos de energías renovables no convencionales que avanzan en La Guajira, lo cual es un aporte clave a la transición energética”, agrega.

En línea con su compromiso por diversificar la matriz colombiana, la compañía tiene el ambicioso objetivo de iniciar operaciones a fines del 2024. En concreto, el proyecto integra las siguientes obras:

  Instalación de 220 kilómetros de líneas de transmisión, a doble circuito, entre las subestaciones Cuestecitas y Copey a 500 mil voltios.
 Instalación de 50 kilómetros de líneas de transmisión, a un circuito, entre las subestaciones Copey y Fundación a 220 mil voltios.
 Ampliación de las subestaciones Fundación a 220 mil voltios, Copey a 500 y 220 mil voltios y Cuestecitas a 220 mil voltios.
 Construcción de la subestación Nueva Cuestecitas a 500 y 220 mil voltios.

Según datos de la compañía, la subestación Nueva Cuestecitas será la primera encapsulada a 500 mil voltios que se instalará en La Guajira, cuya característica principal es la disminución de los espacios requeridos para instalación de equipos, brindando condiciones de confiabilidad y seguridad.

De esta forma, permitirá robustecer el servicio de la demanda de energía eléctrica en Colombia, en especial para los tres departamentos en cuestión, el cual está contemplado en el marco del “Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión 2014 – 2028” de la Unidad de Planeación Minero-Energética – UPME.

La empresa asegura que la puesta en marcha de esta línea es un aporte para la transición energética, ya que serán el vehículo que servirá para transportar la energía generada en los parques eólicos y solares que pudieran construirse en los departamentos del norte.

Además, ISA Intercolombia revela que durante la etapa constructiva de esta inversión que aún no ha culminado, se han generado más de 3.400 empleos, de los cuales: cerca del 52 % son de los departamentos del área de influencia y el 48 % foráneos.

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El operador argentino de redes eléctricas Distrocuyo y la filial chilena SEIS, perteneciente al grupo y especializada en soluciones digitales, presentaron en cooperación con su socio alemán Venios los resultados actuales de la primera aplicación de la solución de software Venios.NET en redes inteligentes en América Latina. 

En el marco del proyecto piloto Venios ha integrado en su plataforma energética Venios.NET los datos técnicos de una red eléctrica en Argentina, cuya operación y mantenimiento está a cargo de Distrocuyo S.A. La integración de los datos técnicos de la infraestructura de la red eléctrica y de los datos de medición disponible en la plataforma DigitalSEIS, permite ahora visualizar en la plataforma energética Venios.NET la topología y el estado de la red en tiempo real. 

“Monitorear, analizar la topología de la red y pronosticar los flujos de carga de redes aisladas es un caso de aplicación simple – en comparación con los operadores de redes de distribución en ciudades como Berlín, Zúrich y Nueva Delhi o en Buenos Aires y Mendoza – pero que son bien aptos para validar la compatibilidad y viabilidad técnica de nuestras soluciones a menor escala”; así lo afirma Maximilian Wurm, co-fundador y jefe técnico de Venios. 

La solución de software Venios.NET permite aplicar funciones avanzadas de supervisión, planificación, simulación y la gestión activa de la carga en la gama de baja y media tensión. Venios.NET crea transparencia en las redes de distribución, con un enfoque integral para poderlas monitorear, analizar, planificar y operar. 

 “Para poder mantener las redes eléctricas estables, los operadores de las redes de distribución necesitan nuevas herramientas para hacer posible la transición energética. Venios.NET es una solución avanzada y pionera con la cual ayudamos a nuestros clientes hacer posible y operable dicha transición”, dice Tobias Gierling, director de ventas LATAM de Venios.

La transición energética está caracterizada por el despliegue de energías renovables, generación fluctuante – en caso de plantas eólicas y solar fotovoltaicas – y una generación distribuida con más prosumidores (Usuarios-Generadores) que requieren de redes eléctricas inteligentes, mejor conocido como “smart grids”.

“La sinergia entre el gemelo digital de Venios.NET y la tecnología utilizada para la recolección y procesamiento de datos de SEIS, logrará mejorar el uso de los recursos operativos, tanto en instalaciones eléctricas como en consumidores finales. La digitalización y disponibilización de la información es de vital importancia para garantizar un correcto análisis desde nuestra plataforma energética”, especifica Edgardo López, Sponsor de Negocios de SEIS. 

Los modelos innovadores de generación y consumo de energía están basados en inteligencia artificial y pueden utilizarse para realizar predicciones precisas sobre el comportamiento operativo. Esto permite reconocer cuellos de botella en una fase temprana y rectificarlas a tiempo, garantizando así un funcionamiento seguro y eficiente.

La cooperación alemana-argentina-chilena, entre Venios (Frankfurt) – Distrocuyo (Mendoza) – SEIS (Santiago) permite mejorar el uso de recursos operativos y ofrecer nuevas soluciones basadas en inteligencia artificial para redes eléctricas inteligentes. 

La presentación del proyecto piloto tuvo lugar en el Auditorio de la Legislatura de Mendoza, en presencia de aproximadamente 100 participantes; entre ellos, expertos del sector energético y políticos, interesados en nuevas soluciones para las redes eléctricas de baja y media tensión. El proyecto piloto fue presentado por Gustavo Dondero de Distrocuyo, Carlos Eid de la Agencia Alemana de Energía (dena), Tobias Gierling de Venios y Edgardo López de SEIS. 

En la segunda parte del evento, incluyendo la temática de redes inteligentes en un contexto regulatorio local, provincial y académico, presentaron Àngel Garay y Raúl Faura del Ente Provincial Regulador de la Energía (EPRE) y Jawana Gabrielski del Instituto de Sistemas Energéticos, Eficiencia Energética y Economía de la Energía (ie3) de la TU-Dortmund sus programas de modernización e investigación.  

Por la tarde, Venios, su socio Distrocuyo-SEIS y los participantes del evento fueron recibidos en las instalaciones del Consulado Alemán en Mendoza por el Cónsul Andreas Vollmer y el Embajador de la República Federal de Alemania en Buenos Aires, Dieter Lamlé. 

Vale recordar, que este Proyecto cuenta con el apoyo del Ministerio Federal de Economía y Protección del Clima de Alemania (BMWK) en el marco del Programa de Soluciones en Energías Renovables de la Iniciativa Alemana en Soluciones Energéticas.

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YPF Luz y Cementos Avellaneda anunciaron el inicio de la construcción  del Parque Eólico Cementos Avellaneda, ubicado en la localidad de Olavarría, Provincia de Buenos Aires, a 10 km de la ciudad.  

El parque tendrá una potencia instalada de hasta 63 MW y estará emplazado dentro del predio  de Cementos Avellaneda y en terrenos de terceros linderos a la planta, sobre una superficie de  450 hectáreas. Contará con 9 aerogeneradores de última generación, con tecnología Nordex Delta de 7MW de potencia por aerogenerador.

El parque tendrá un factor de capacidad  estimado de 47% y generará 260.487 MWh/año de energía renovable, que es equivalente a las  necesidades energéticas de unos 72.000 hogares, evitando la emisión de más de 119.824  toneladas de CO2 al año. La puesta en marcha se prevé para el primer semestre de 2025. 

El proyecto tiene dos instalaciones diferenciadas. Por un lado, 4 aerogeneradores con un total  de 28 MW de capacidad instalada estarán destinados al autoabastecimiento de Cementos  Avellaneda, mientras que la energía de los otros 5 aerogeneradores, de una capacidad instalada  de 35 MW, se comercializará en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).  

Para Cementos Avellaneda, el desarrollo de este parque es parte de su compromiso con el  cuidado del medio ambiente y de su estrategia para reducir la huella de carbono impulsando la  transición energética. Tiene como objetivo el autoabastecimiento de aproximadamente un 47%  de la demanda eléctrica de su planta en Olavarría, a partir de la generación de energías  renovables por un plazo de hasta 25 años. Además, se logrará el aprovechamiento e integración de sitios que actualmente se encuentran en proceso de rehabilitación, luego del desarrollo de actividades mineras. 

“La concreción de este proyecto y el inicio de la construcción del parque eólico representan para  nosotros el cumplimiento de un nuevo hito en nuestra agenda de sostenibilidad. Significa un gran  avance para conseguir la descarbonización de nuestro proceso productivo, a la vez que refuerza  la confianza y el compromiso de nuestros accionistas con nuestro país. Este proyecto hubiese  sido imposible sin el aporte profesional y humano de todo el equipo de YPF Luz y Cementos  Avellaneda”, expreso José Luis Maestri, CEO de Cementos Avellaneda. 

YPF Luz tendrá a su cargo la construcción del parque, con una inversión de USD 80 millones. Con este nuevo proyecto, suma 715 MW renovables (497MW en operación y 218 MW en  construcción), reafirmando su liderazgo en la provisión de energía renovable para las industrias argentinas.

“Este parque es el resultado de un sueño conjunto, que surgió y pudo concretarse a  partir de una colaboración estrecha y productiva con nuestro cliente. Nos enorgullece ser el socio  elegido por Cementos Avellaneda para concretar este hito tan importante en la historia de la  sustentabilidad de la compañía”, explicó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz. “Con este nuevo proyecto iniciamos una nueva década de crecimiento y reafirmamos nuestro compromiso con la  transición energética, en línea con nuestro propósito de impulsar desde Argentina la evolución  de la energía para el bienestar de las personas”. 

Características del Parque Eólico Cementos Avellaneda 

63 MW de potencia de fuente renovable: 
Generará energía equivalente a más 72.000 hogares.
Ahorro de 119.824 toneladas de CO2 al año.
9 aerogeneradores
Superficie: 450 hectáreas
Factor de capacidad: 47.2%
Energía Generada: 260.487 MWh/año
Inversión: más de USD 80 millones
Empleo durante la construcción: 200 personas en pico de obra

Características de los aerogeneradores  

Tecnología: Nordex Delta 
Capacidad instalada: 7MW cada uno 
Alto de torre: 119 metros 
Largo de palas: 81 metros 
Altura total: 200 metros

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JinkoSolar Holding Co., Ltd. (la «Compañía» o «JinkoSolar») (NYSE: JKS ), uno de los fabricantes de módulos solares más grandes e innovadores del mundo, anunció que una vez más encabezó el Informe de bancabilidad «ModuleTech» de PV Tech en el primer trimestre de 2024, obteniendo una calificación «AAA», que subraya la posición de liderazgo de la compañía en excelencia de fabricación, calidad confiable, participación de mercado, desempeño financiero sólido e innovación tecnológica.

JinkoSolar logró un crecimiento significativo en el desempeño operativo y financiero en 2023. Según el informe anual de 2023 de su filial Jinko Solar Co., Ltd. publicado el 22 de abril de 2024, los ingresos totales fueron de 118,68 mil millones de RMB , un aumento del 43,55% anual. durante el año.

El beneficio neto atribuible a los accionistas fue de 7.440 millones de RMB , un aumento interanual del 153,2%. A finales de 2023, los envíos globales acumulados de módulos de la Compañía superaron los 210 GW, con una participación de mercado del 15 % en 2023, ocupando el primer lugar en el mundo.

Mientras tanto, el galardonado módulo Tiger Neo tipo N de JinkoSolar fue reconocido como uno de los módulos tipo N con mejor desempeño en el mercado.

JinkoSolar lleva mucho tiempo comprometido con la innovación y la exploración tecnológica, liderando el desarrollo de la tecnología tipo N en la industria fotovoltaica. A JinkoSolar se le han concedido 330 patentes TOPCon y ha batido el récord de eficiencia de conversión de células 25 veces.

La eficiencia de conversión de la célula solar en tándem de perovskita basada en TOPCon tipo N ha alcanzado el 32,33% y la eficiencia de producción en masa promedio de la célula TOPCon tipo N ha alcanzado actualmente el 26,1%, liderando la industria nuevamente.

En el futuro, JinkoSolar seguirá mejorando sus capacidades tecnológicas, adhiriendo a la innovación y mejorando la competitividad de sus productos. Al mismo tiempo, aprovechará plenamente las sinergias de su cadena industrial para optimizar la asignación de recursos, reducir costos, mejorar la competitividad general de la industria y promover el desarrollo de alta calidad de la industria fotovoltaica global, así como la energía limpia en el futuro.

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Hitachi Energy reveló hoy inversiones de más de $1,500 millones de dólares para aumentar su capacidad de fabricación global de transformadores con la finalidad de mantenerse al ritmo de la creciente demanda, apoyando los planes a largo plazo y los esfuerzos de electrificación.

Las inversiones ampliarán gradualmente la capacidad mundial de transformadores de la empresa de aquí a 2027 y se suman a los $3,000 millones de dólares ya anunciados para avanzar en la electrificación del sistema energético impulsada por la transición energética.

«La demanda de transformadores y equipos eléctricos ha crecido a una escala sin precedentes, y estamos invirtiendo para hacer frente a las necesidades a mediano y largo plazo de nuestros clientes. Estamos desarrollando nuestra huella y capacidad globales y progresando en digitalización y tecnología para ofrecer soluciones aún más sostenibles y fiables», dijo Bruno Melles, director general del Negocio de Transformadores de Hitachi Energy, durante el evento insignia para clientes de la compañía, Energy & Transformers Days en Roma, Italia.

Hoy, la compañía anuncia también una inversión de unos $180 millones de dólares en una nueva fábrica de transformadores de última generación en la región de Vaasa, Finlandia. Este campus de primer nivel, con una superficie de 30,000 metros cuadrados, será un testimonio del compromiso de Hitachi Energy con la innovación, la calidad y el cuidado del medio ambiente.

Las inversiones complementan los esfuerzos de crecimiento más amplios de Hitachi Energy, que incluyen la recientemente anunciada expansión de más de $30 millones de dólares en Bad Honnef, Alemania. Aprovechando la presencia global de la empresa, se realizarán inversiones adicionales en Europa, América y Asia para satisfacer la creciente demanda de transformadores de energía y distribución.

Las expansiones de las instalaciones de transformadores de Hitachi Energy incluyen el proyecto en curso en South Boston, Virginia, EE.UU., y otros proyectos finalizados recientemente en Jefferson City, Missouri, EE.UU., y Dos Quebradas, Colombia. Además, la empresa ha inaugurado nuevas fábricas de última generación en Chongqing, China, y Hanoi, Vietnam, junto con un nuevo centro de servicio de transformadores en Welshpool, Australia.

“Nuestras inversiones globales, incluido el nuevo campus de transformadores en Finlandia, subrayan nuestro compromiso de crear juntamente con nuestros clientes y socios de servicios públicos e industriales el camino para acelerar la transición energética. Al aprovechar estratégicamente nuestra presencia mundial, nuestra tecnología y la experiencia de nuestros equipos, no solo estamos preparados para satisfacer la demanda mundial de soluciones energéticas sostenibles, sino también para impulsar la innovación necesaria para un futuro neutro en carbono”, explicó Mellers.

Los transformadores desempeñan un papel fundamental en toda la cadena de valor de la energía, ya que permiten una transmisión y distribución eficientes de la electricidad. Son un componente clave para aplicaciones como la integración de energías renovables, las interconexiones de redes, la alimentación de centros de datos y la electrificación del transporte, facilitando la descarbonización de los sistemas energéticos.

Hitachi Energy es el mayor fabricante de transformadores del mundo en términos de base instalada, gama de productos, capacidad de fabricación y cobertura del mercado, con más de 60 fábricas de transformadores y centros de servicio en todo el mundo.

El crecimiento de las capacidades digitales y de servicio forma parte de los esfuerzos de la compañía para ayudar a las empresas de servicios públicos y a las industrias a operar y mantener sus activos eléctricos. La digitalización permite realizar operaciones eficientes en toda la cadena de valor, posibilitando programas de gestión de activos centrados en la fiabilidad para ayudar a nuestros clientes a ampliar el ciclo de vida de los transformadores, apoyar la sostenibilidad y permitir retrasar las inversiones en nuevos equipos.

Todas las inversiones anunciadas en transformadores incluyen tecnologías de fabricación sostenibles e innovadoras para la eficiencia operativa, al tiempo que garantizan altos niveles de seguridad y calidad. Estas inversiones impulsan los esfuerzos de la empresa por alcanzar la neutralidad de carbono en 2030 y pretenden crear un impacto económico y social positivo en las comunidades locales. Hitachi Energy emplea a más de 17,000 personas en todo el mundo en su negocio de transformadores y tiene previsto aumentar su plantilla con la incorporación de 4,000 nuevos puestos de trabajo en el sector.

Acerca de Hitachi Energy

Hitachi Energy es un líder tecnológico global que está avanzando hacia un futuro energético sostenible para todos. Atendemos a clientes de los sectores de servicios públicos, industria e infraestructura con soluciones y servicios innovadores en toda la cadena de valor. Junto con clientes y socios, somos pioneros en tecnologías y permitimos la transformación digital necesaria para acelerar la transición energética hacia un futuro neutro en carbono. Estamos haciendo avanzar el sistema energético mundial para que sea más sostenible, flexible y seguro, al mismo tiempo que equilibramos el valor social, ambiental y económico. Hitachi Energy tiene una trayectoria comprobada y una base instalada incomparable en más de 140 países. Integramos más de 150 GW de enlaces HVDC en el sistema eléctrico, ayudando a nuestros clientes a habilitar más energía eólica y solar. Con sede en Suiza, empleamos a más de 40,000 personas en 90 países y generamos volúmenes de negocio de más de 10,000 millones de dólares.

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La Corporación de Consumidores y Usuarios (CONADECUS) de Chile elevó una solicitud a la Contraloría General de la República para que deje sin efecto las bases y suspenda la Licitación de Suministro 2023/01, en la que sólo cinco empresas compiten por 3600 GWh. 

La carta de la asociación fundada en 1996 ingresó pocos días antes de que se realice la apertura de ofertas económicas (jueves 2 de mayo) en la que se conocerán los precios de los 25 proyectos renovables (suman 4038,1 MW de capacidad) y las 5 centrales térmicas (1959 MW). 

Mientras que, de avanzar el proceso, el 8 de mayo se llevará a cabo el acto público de adjudicación de dichas propuestas en caso de finalizar en primera etapa. Caso contrario, se procederá a una segunda etapa de subasta, con presentación de ofertas económicas el lunes 13 de mayo y su asignación al día siguiente. 

El motivo de la solicitud se debe a que CONADECUS considera que el proceso perjudicará a los consumidores y asegura que los clientes regulados deberán abonar los costos sistemáticos. 

¿Por qué? Dichos costos antes estaban a cargo de las empresas generadoras de energía eléctrica, pero en las bases de la vigente convocatoria por primera vez se permitió que los generadores los puedan trasladar directamente al precio de adjudicación como un cargo adicional. 

Por lo que para la Corporación de Consumidores y Usuarios ello podría traducirse en aumentos futuros indeterminados de las tarifas eléctricas finales en lugar de buscar la reducción de los costos para los usuarios y la estabilidad a mediano y largo plazo del precio de la energía

“El traspaso de los costos mediante un proceso licitatorio es ilegal pues contraviene la normativa legal y reglamentaria vigente que coloca dichos costos de cargo del generador eléctrico”, asegura el documento elevado a Contraloría.

Cabe recordar que los costos sistémicos se cobran a todas las empresas generadoras en proporción a sus respectivas inyecciones/retiros de energía al sistema y, en líneas generales, incluyen servicios complementarios, operación a mínimo técnico, costo de estabilización de precios, entre otros. 

Y a lo largo de los últimos años tuvieron un aumento de gran magnitud, a tal punto que pasaron de USD 20 millones a más de USD 110 millones mensuales, según estadísticas del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN). 

Incluso, desde la Corporación de Consumidores y Usuarios argumentaron que el propio CEN advirtió sobre la modificación a las bases de la Licitación de Suministro que lleva adelante la Comisión Nacional de Energía (CNE). 

“Ese tipo de medidas alteran los incentivos a la provisión eficiente de recursos de generación, ya que se le traspasaría la totalidad de los pagos laterales a los clientes, incluyendo las compensaciones por precio estabilizado, no existiendo incentivos por parte de ningún actor a disminuir su cuantía”, señala el texto citado. 

Por tanto desde CONADECUS le pidieron a la Contraloría que declare que las bases de la convocatoria – y sus posteriores modificaciones – no se ajustan a la normativa vigente en materia eléctrica, suspenda la licitación mientras se tramite el procedimiento administrativo y ordene que se retrotraiga el proceso concursal.

Por lo que habrá que esperar la decisión de Contraloría, si la misma anula la Licitación de Suministro 2023/01 (prorrogada y modificada en diversas oportunidades) o si el gobierno puede avanzar conforme al cronograma establecido y con la ofertas en competencia sobre la mesa. 

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El ministro de Economía, Luis Caputo, encabezó este jueves un encuentro en el Palacio de Hacienda con las Productoras de Gas y a los Generadores de Electricidad.

El ministro recordó que el gobierno del presidente Javier Milei se hizo cargo con fondos del ejercicio 2024 de las transacciones impagas de CAMMESA de octubre y noviembre 2023, correspondientes en su totalidad a la administración de Alberto Fernández.

Dado el esfuerzo presupuestario ya realizado para cancelar múltiples deudas del gobierno anterior, se presentó hoy una propuesta para cancelar las transacciones de diciembre 2023 y enero 2024 mediante la entrega de títulos públicos por un monto aproximado de 600 MM de valor nominal.

Además, se les comunicó que, a partir de febrero, los flujos están siendo normalizados.

Mediante la resolución de las deudas generadas por la política energética de la administración previa y la normalización del flujo, el Gobierno Nacional confía en que el sector pueda enfocarse, con estabilidad y previsibilidad, en mejorar el servicio para los usuarios.

“Por diciembre y enero existen diferencias con algunos por el tipo de cambio. Para ellos lo más importante es arreglar el flujo para adelante, cosa que se está haciendo. Y por diciembre/enero, dado que nos hicimos cargo de octubre y noviembre pasado, la propuesta es darles un bono. La mayoría lo entiende y ya dijo que les parece muy bien”, explicaron desde un despacho oficial.

También participaron de la reunión el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo; los asesores del Ministerio de Economía Diego Adúriz, Martín Vauthier y Nicole Daltroy; y representantes de CAMMESA, YPF, Tecpetrol, Pluspetrol, Total Energies, CGC, Pan Energy, Pampa Energía, AES Corporation, Central Puerto y Grupo Capsa, entre otros.

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En América Latina y el Caribe son más de 10 los países que cuentan con estrategias de hidrógeno publicadas o en preparación, dando cuenta del gran interés de los gobiernos para su desarrollo.

Sin embargo, las demoras en la implementación de programas de incentivos concretos lleva a que los promotores de estos proyectos en plazas estratégicas de la región aún enfrenten retos significativos para su ejecución en el corto plazo.

Al respecto, Marta Jara, especialista en hidrógeno verde, observó lo indispensable que se torna analizar la viabilidad económica contemplando subsidios disponibles, la influencia de los proveedores, así como la necesidad de minimización de riesgos para viabilizar experiencias locales.

“El primer escollo es económico. Si los proyectos de hidrógeno ofrecieran productos de menor costo que los fósiles, sería otra la realidad. Pero, como todas las tecnologías que se van desarrollando, al principio hay un tema de escala que empieza desde la manufactura de los equipos que conduce a que el primer desafío sea económico”, introdujo la profesional del sector energético.

En entrevista con Energía Estratégica, Marta Jara indicó que para sortear esa primera barrera económica se puede contemplar a los subsidios como instrumentos muy valiosos para poder avanzar en el mercado.
Desde la perspectiva de la especialista en hidrógeno, de no haber subsidios asignados a la tecnología, una de las formas más conducentes es cuando hay subsidios generales -como son leyes de promoción de inversiones que hay en muchos países- y el sector privado los puede aprovechar.

“Otro de los desafíos grandes para mercados que no son donde se está creando toda la tecnología es que en un mercado que está bastante caliente, con mucha demanda, los proveedores priorizan a clientes que tienen cerca y que representan un menor costo para poder atenderlos”, consideró.

Aquello iría más allá que asumir retos de transporte y logística para el suministro de equipos, sino que la cercanía de la atención sería muy preciada para el soporte de postventa.

“Si yo soy un fabricante de electrizadores en Estados Unidos y tengo el Inflation Reduction Act y sé que tengo una demanda que puede crecer más rápido muy cerca de mis instalaciones, apuesto a ese mercado más que ir a vender al Cono Sur. Es un tema de prioridades y, por lo que llamamos un Seller’s Market, los proveedores están imponiendo sus condiciones porque hay muchísima demanda y eso hay que tenerlo presente”, añadió.

En cuanto a la disponibilidad de financiamiento, Jara reconoció la dificultad de obtener financiamiento externo en general y particular a través de estructuras de Project Finance, debido al riesgo por asumir y la falta de un historial de antecedentes con esta tecnología.

“Para poder financiar un proyecto a escala a un estilo Project Finance todavía la tecnología no está suficientemente madura. ¿Quién toma ese riesgo tecnológico? Ni los mismos proveedores lo pueden tomar porque no tienen suficiente Track Record como para poder decir esta es la performance que puedo garantizar de un equipo en el tiempo. Entonces, me parece que es bien importante que los proyectos pilotos puedan tener todo ese valor demostrativo, de manera de generar esos antecedentes, generar esos datos, que permitan después que proyectos muchísimo más grandes puedan ser financiados en forma eficiente”.

Ahora bien, mencionó la posibilidad de financiamiento con Equity para proyectos iniciales, donde los inversores puedan asumir mayores riesgos para hacer caminar a los primeros proyectos y ganar expertise en este vector energético.

“Si lo vas a financiar con Equity, siempre va a haber algún inversor que tenga el apetito de arriesgar recursos con la expectativa de ser un pionero, con una estrategia de First Mover Advantage (FMA) generando una ventaja a futuro, pero cuando ya se requiere financiamiento externo la vara en cuanto a quién asume los riesgos y que estén muy bien respaldados, se vuelve un poco más difícil. Por ello, en la actualidad solo se podrían financiar eventualmente con Equity, con un financiamiento corporativo, y no tanto un financiamiento externo”.

De allí, Jara advirtió sobre la disparidad entre los anuncios mediáticos de nuevas iniciativas de hidrógeno y la realidad de los proyectos en desarrollo factibles. Por lo que, subrayó la necesidad de discernir las propuestas en etapas incipientes, de aquellos que realmente son proyectos que se acercan a una decisión final de inversión respaldados por una sólida documentación técnica y contratos comerciales.

“De lo que estoy convencida es que hay que empezar por proyectos pequeños, proyectos domésticos, donde se puedan alinear todos esos ejes que hacen a la madurez de un proyecto. De nada sirve tener toda la solución de ingeniería lista, si no tienes un offtaker, o al revés. Grandes contratos, grandes mercados, grandes offtakers es algo que todavía estamos viendo cómo cristaliza. Aunque, por supuesto, hay voluntad de que se junten las partes”.

¿Qué oportunidades se abren para este vector energético? Desde la perspectiva de Marta Jara, aunque son varias las tecnologías que se postulan para alcanzar el NetZero, el hidrógeno podría contribuir a descarbonizar las actividades que requieren alta densidad energética y tienen altos niveles de contaminación como el transporte pesado:

“Cuando empezamos a pensar en cómo transicionar los sectores más difíciles, una vez que las matrices energéticas ya estén transformadas, el sector de transporte pesado es probablemente el sector ideal para poder usar hidrógeno”.

Y según explicó la especialista, el hidrógeno genera expectativas en este nicho de mercado porque tiene las ventajas de asimilarse a un Drop-in Fuel, por su cualidad de carga rápida y performance para servicios de alta demanda de carga y de distancia que requieren alta autonomía.

“Tal vez, los mercados más avanzados son de algunos derivados, sobre todo para el área de aviación y algo en el área de clientes marinos, pero grandes contratos de exportación del fluido o de sus derivados aún no se están viendo. Están los esfuerzos de hacer Contracts for Differences (CFD) como promueve Alemania, pero es algo que está todavía muy embrionario”.

“En la parte de mercados domésticos, ya hemos visto cómo se viene avanzando con pequeñas flotas de buses, de camiones, pero todavía son pocos los proyectos que pueden decir que están en ejecución, que están operativos”.

Considerando todas esas variables que representan retos económicos y financieros, y las oportunidades que se abren en mercados locales para transportes pesados, Marta Jara concluyó su lectura exhortando a las partes interesadas a continuar estudiando las alternativas posibles de implementación para impulsar proyectos concretos:

“Creo que para la transición energética no se trata de buscar la bala plateada única, sino tener un menú de opciones que se adecuen a los distintos servicios”

“El hidrógeno es una tecnología que tiene que ser experimentada, demostrada, que tiene muchísimo potencial y que seguramente complemente otras tecnologías”, finalizó.

La entrada Diagnóstico de mercado: los desafíos económicos y financieros para el hidrógeno en Latinoamérica se publicó primero en Energía Estratégica.

A pesar de los retos asociados al licenciamiento ambiental que en muchos casos suelen retrasar la entrada en operación de las centrales renovables, Colombia se perfila como uno de los países más atractivos de Latinoamérica para el desarrollo de proyectos de energías limpias gracias a su diversidad de recursos naturales y su creciente demanda de energía. 

Con inversiones continuas y el compromiso del gobierno y la industria privada, Colombia tiene todas las condiciones para creciendo en este sector y así contribuir a la diversificación de su matriz energética y al desarrollo sostenible.

Bajo esta premisa, ISAGEN, una de las empresas líderes en generación de energía en el país, ha anunciado a Energía Estratégica un ambicioso plan de expansión para 2024, con la incorporación de más de 3 mil megavatios (MW) de capacidad efectiva neta. 

Este nutrido portafolio refleja el compromiso de la empresa con la energía limpia y sostenible, y es parte de una estrategia más amplia para consolidarse como líder en el sector energético colombiano.

Balance y objetivos a futuro

Según pudo saber este medio, el 2023 fue un período de desafíos para ISAGEN, pero la empresa se mantuvo firme en su enfoque disciplinado para aprovechar oportunidades de crecimiento. Con 22 centrales de generación de energía distribuidas en seis departamentos (Antioquia, Caldas, Santander, La Guajira, Meta y Tolima), la compañía cerró el año con una sólida base para el futuro. En efecto, destaca que están construyendo cinco plantas solares en Sabanalarga, Atlántico, próximas a culminar, que aportarán 100 MW adicionales.

Para este año, ISAGEN tiene metas ambiciosas en términos de ventas y crecimiento, con el propósito de aumentar su capacidad renovable y continuar contribuyendo a la diversificación de la matriz energética colombiana. La empresa planea seguir invirtiendo en proyectos de energía limpia para cumplir con la creciente demanda de energía y abordar los retos climáticos.

Inversiones y proyectos renovables

En los últimos años, la compañía ha consolidado su presencia en el mercado energético colombiano gracias a inversiones significativas que ascienden a cerca de cuatro billones de pesos colombianos. 

Estas inversiones incluyen plantas solares en el Atlántico, como las cinco plantas de Sabanalarga y la adquisición de los parques solares Llanos 1, 2 y 3, con lo cual se alcanza una capacidad instalada de 100 MW en el Meta.

Al mismo tiempo, la empresa se ha destacado por su papel en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), donde aporta el 18,4% de la energía.

Retos y oportunidades

A pesar del crecimiento sostenido, la compañía enfrenta varios desafíos, como el fenómeno El Niño, que impacta la hidrología y aumenta la demanda de energía debido a las temperaturas más altas. Aun así, ISAGEN ha mantenido su posición entre las tres generadoras más grandes del país. 

Para seguir impulsando la expansión necesaria para satisfacer la demanda y mantener una matriz resiliente al cambio climático, aboga por un marco regulatorio sólido y basado en decisiones técnicas que permitan hacer ajustes necesarios para adaptarse a las nuevas realidades del mercado.

La empresa también reconoce la necesidad de mejorar aspectos relacionados con el licenciamiento, las consultas previas y la diversificación para mantener un sistema confiable y económico. Esto requiere entidades regulatorias fuertes e independientes, capaces de gestionar y supervisar el sector de manera eficaz.

De esta forma, el enfoque de ISAGEN en el desarrollo de proyectos solares y otras fuentes renovables representa un paso importante hacia la transición energética en Colombia, y la empresa está bien posicionada para liderar este cambio en los próximos años.

La entrada ISAGEN se expande en Colombia con 3 GW renovables de capacidad  se publicó primero en Energía Estratégica.

360Energy, empresa argentina enfocada en el desarrollo de proyectos de energía solar fotovoltaica a gran escala, brindó una entrevista exclusiva en el marco del evento Future Energy Summit (FES) Argentina y dio a conocer que expandirá su frontera de negocios. 

Maximiliano Ivanissevich, director de Asuntos Corporativos y Capital Humano de la compañía, explicó que aumentarán su presencia en otros países a partir de la firma Stellantis (grupo de empresas multinacional de la industria automotriz) como nuevo accionista de 360Energy. 

“Los proyectos serán en Argentina, Brasil, México, España, Italia, Inglaterra, Marruecos, entre otros. Y la primera etapa serán parques solares, mientras que una segunda fase contará con la incorporación de almacenamiento e hidrógeno verde como un gran proveedor de energía renovable del nuevo accionista”, aseguró. 

“Con lo cual estamos ante un desafío muy grande y la oportunidad de expansión internacional de la compañía que nos tiene muy entusiasmados”, agregó durante el evento que reunió a más de 500 referentes de la industria de las energías renovables de la región. 

Cabe recordar que Stellantis confirmó una inversión de USD 100.000.000 en 360Energy, una operación que ya fue anticipada en junio del año pasado, y la misma forma parte del plan Dare Forward 2030, por el cual el grupo automotriz prevé un 100% de ventas de vehículos 100% eléctricos (Bev) en Europa, 50% de Bev y vehículos utilitarios ligeros en los Estados Unidos, y 20% de mix en América del Sur para el 2030.

Por lo que 360Energy podría empezar a construir más parques de generación renovable en el planeta tras lo hecho en Argentina, donde ya cuenta con seis plantas fotovoltaicas en las provincias de San Juan, Catamarca y La Rioja por más de 250 MW de potencia instalada. 

Además, la compañía cuenta con 175 MW de prioridad de despacho asignada en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) y fue una de las grandes ganadoras de la licitación RenMDI con la adjudicación de tres centrales fotovoltaicas con almacenamiento en baterías:

PSA 360 Energy Arrecifes (16,5 MW – USD 80,9 MWh), 
PSA 360 Energy Colon (20 MW – USD 80,9 MWh), 
PSA 360 Energy Realicó – 15 MW – USD 84,9 MWh

La particularidad es RenMDI fue el llamado licitatorio de Argentina que por primera vez incluyó (y adjudicó) la posibilidad de presentar ofertas de parques renovables híbridos con almacenamiento a mediana y gran escala en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

Hecho que no fue pasado por alto por Maximiliano Ivanissevich y que incluso ratificó el compromiso de la compañía por ahondar aún más en la tecnología de storage: “El almacenamiento es un factor tecnológico en el cual queremos posicionarnos muy fuerte en Argentina”

“Estamos en un momento de transición de gobierno con posibles cambios del marco regulatorio del sector energético y de las renovables. Hay desafíos muy importantes como el cuello de botella de transmisión y la falta de inversiones en transporte eléctrico para inyectar energía de nuevos proyectos, pero Argentina tiene las cualidades para que las renovables crezcan y desde 360Energy queremos seguir apostando a ser protagonistas en la transición energética del país”, añadió. 

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La Asociación Gremial de Empresas Eléctricas de Chile volvió a poner el foco en la importancia de contar con una actualización regulatoria en materia de distribución eléctrica, ya que la normativa cuenta con prácticamente la misma regulación desde hace cuatro décadas y que el país se encuentra en medio del segundo tiempo para la transición energética y que se fijó las metas de ser carbono neutral al 2050 y contar con una matriz eléctrica 100% compuesta por energías renovables.

Por ello desde el gremio expusieron en una sesión de la Comisión de Minería y Energía del Senado de Chile, a fin de que a futuro se avance en el cambio del actual modelo de distribución eléctrica, de modo de permitir las inversiones necesarias en la red y con mejor planificación. 

“Se requiere una hoja de ruta para avanzar en una nueva regulación para la distribución en Chile. Que permita mejorar la calidad de suministro, hacer frente a las condiciones distintas del cambio climático y que los usuarios puedan tener mayor control de sus decisiones energéticas y se habilite la penetración masiva de generación distribuida, almacenamiento y electromovilidad a nivel residencial”, señaló Juan Meriches, director ejecutivo de Empresas Eléctricas AG. 

Cabe recordar que hoy en día el segmento de la generación distribuida suma 3338,2 MW instalados, de los cuales 3005 MW corresponden a Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD – hasta 9 MW por proyecto) y 233,2 MW a conexiones net-billing (hasta 300 kW por proyecto). 

Por lo que de darse una reforma a la distribución, desde el gremio plantearon que dichos segmentos podrían ver una evolución si se incentiva la adopción de tales tecnologías, lo que podría derivar en una ola de crecimiento por el costo menor de desarrollo tecnológico.

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

Con ello se busca contar con mayores incentivos para mejorar la calidad de servicio, lograr una mayor inserción de energías renovables y disminuir la importación de combustibles fósiles, dado que en 2021 Chile importó USD 13301 millones de combustibles fósiles, mientras que la suma ascendió a los USD 20000 millones en el 2022. 

“Avanzar hacia una economía descarbonizada significa avanzar hacia una sociedad más electrificada. Es importante avanzar para que la electrificación llegue a todos los hogares. Y la posibilidad de cumplir con las metas (entre ellas la instalación de aproximadamente 8000 MW de renovables en generación distribuida) estará determinada por la distribución eléctrica”, insistió Meriches. 

“Es crucial contar con una red de distribución moderna, flexible y resiliente. ¿Por qué no es posible? Porque estamos atrapados en una regulación que está obsoleta, un marco regulatorio creado hace más de 40 años que ya cumplió sus objetivos, pero para los desafíos actuales y futuros, es una herramienta que no es suficiente y por lo tanto se debe revisar”, subrayó. 

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Durante el reciente Future Energy Summit Central America & the Caribbean, Luis Miguel Gómez, gerente de Ventas para Centroamérica de GCL, compartió insights cruciales sobre la estrategia y evolución de GCL, un fabricante integrado verticalmente de módulos fotovoltaicos con tres décadas de experiencia.

Ante un auditorio con más de 400 profesionales del sector energético, Gómez destacó el compromiso de GCL con su expansión hacia Latinoamérica, subrayando su posición entre las empresas top 500 en China y su papel como la segunda empresa más importante energética a nivel local que amplían sus negocios hacia nuevas latitudes. Esta incursión de la marca en nuevos mercados, como el centroamericano, lleva consigo no solo la tecnología fotovoltaica de vanguardia, sino también una sólida inversión en la región.

La evolución tecnológica en el mercado fotovoltaico es evidente según Gómez, quien señaló un aumento significativo en la eficiencia de los módulos, pasando del 19% al 22% en menos de un lustro. Esta mejora se atribuye a avances como la tecnología PERC y la transición a los módulos N-type.

La inversión en investigación y desarrollo de empresas como GCL ha sido fundamental para este progreso, con el fortalecimiento de nuevas tecnologías como el Back Contact, Perovskita y el HJT, este último emergiendo como una realidad cada vez más tangible.

La bancabilidad, rendimiento y compatibilidad son elementos clave en la estrategia de GCL. De acuerdo con Luis Miguel Gómez, la industria continúa realizando modificaciones para garantizar la adaptabilidad y compatibilidad con otros componentes, así como para enfrentar desafíos como la corrosión y la humedad, lo que garantiza una mayor eficiencia y operatividad de los módulos en diversos entornos.

Así mismo, comentó la importancia de ofrecer productos que sean una inversión a largo plazo. Esto implica no solo un costo de nivelado de energía competitivo y un retorno de inversión favorable, sino también garantías de generación a lo largo del tiempo.

En términos de precio, Gómez subrayó la competitividad de la energía solar y el valor que tiene mantener esta ventaja mediante la continua innovación y desarrollo de productos más eficientes. Esto no solo atraerá a inversores preocupados por el costo, sino que también a aquellos cada vez más atentos a la sostenibilidad en la industria no solo en una esfera económica o financiera, sino también social y medioambiental.

«A final de cuentas esta industria está empujando compromisos ambientales importantes y es adecuado que nosotros estemos en constante actualización tecnológica, que estemos desarrollando productos que sean cada vez más eficientes. Ahora mismo, el mercado nos permite tener productos a un precio competitivo a largo plazo», concluyó Luis Miguel Gómez, gerente de Ventas para Centroamérica de GCL.

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La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento, ACERA A.G., gremio que reúne a más de 150 empresas de la industria energética renovable, desea manifestar su profunda preocupación por la marcha del proceso de evaluación ambiental del proyecto de línea de transmisión en el tramo Itahue-Hualqui, iniciado hace 4 años, en la Dirección Ejecutiva del Servicio de Evaluación Ambiental quién emitió el viernes 19 de abril un Informe Consolidado de Evaluación (ICE) sobre el EIA donde sorpresivamente recomendó su rechazo.

Este proyecto, que se extiende por 20 comunas de las regiones del Maule, Ñuble y Biobío, tiene por objeto mejorar la calidad del suministro eléctrico para el abastecimiento de energías limpias y baratas, de hogares y consumidores de energía, toda vez que en la actualidad, el sistema eléctrico de esas comunas se encuentra muy exigido, lo que provoca interrupciones de suministro, mala calidad de servicio y la imposibilidad de agregar nuevos usuarios, afectando con ello el desarrollo del comercio y la industria en general y, por ende, el crecimiento de nuestra economía.

Cabe destacar que su materialización resulta fundamental, tanto para la integración a la red eléctrica de proyectos de energía renovable y de almacenamiento por un total de 3700 MW, equivalentes al 11% de la capacidad instalada de generación de energía en Chile, valorizados en US$ 4.000 millones de inversión, como para la creación de más de 10.000 empleos, asociados a la construcción de los mismos.

La incorporación de proyectos de generación renovable y almacenamiento está alineada directamente con el objetivo del Estado de Chile de la carbono-neutralidad del sector eléctrico al 2040, meta a la que contribuye la alta competitividad en el sector y la coherencia de las políticas públicas y sus organismos para este propósito país.

Estamos ciertos que existen mecanismos institucionales vigentes para el cumplimiento de los estándares ambientales exigibles a los proyectos de transmisión, o a cualquier otro, los cuales deben ser aplicados oportuna y eficientemente. Por esta razón, esperamos que luego de una larga tramitación, se realicen todos los esfuerzos para la aprobación de este proyecto, incorporando las condiciones que sean necesarias para su correcta ejecución, y así no retroceder ni empantanar el acceso a tarifas eléctricas más baratas y al desarrollo sustentable de Chile.

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Seraphim, fabricante de módulo solar de primera clase mundial que cuenta con oficinas en más de 25 países y un alcance de sus productos en más de 110 países, asistió al mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina. 

Miucha Louzada, senior sales manager Brasil de la compañía, fue una de las exponentes en el panel de debate “Perspectivas de las energías renovables: Utility Scale, almacenamiento y la generación distribuida” y explicó las particularidades del mercado de la generación distribuida en Brasil.

Uno de los focos estuvo puesto en que los distintos sectores (residencial, comercial e industrial) de dicho país buscan productos fotovoltaicos de altas eficiencias y grandes potencias a comparación de otros lugares de la región. 

“Muchas veces nos enfocamos en analizar la eficiencia y en lo que puede ganar la potencia del módulo (…) Y el mercado brasileño va hacia módulos entre 600 – 670 W de capacidad, productos que a veces se pueden encontrar en el tejado de una casa”, destacó en el quinto panel de FES Argentina. 

“A pesar de que tenemos cinco años en el sector, todavía somos muy jóvenes. Igualmente allí contamos con módulos de 415 W, pero el mercado no incorpora por lo que llegamos a ofrecer de 550 W a 670 W destinado a generación distribuida en Brasil, por lo que es un mercado muy especial”, agregó. 

Cabe recordar que la generación solar distribuida ocupa un lugar importante en la matriz energética de Brasil, ya que hay más de 28,3 GW instalados, lo que representa casi el 69% de la capacidad fotovoltaica operativa, de acuerdo a información de la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) 

Mientras que por el lado de Seraphim, la compañía avanza con una estrategia de integración vertical para optimizar costos en 2024, evalúa inicialmente su participación en toda la cadena de valor de la estructura de módulos, del bill of materials (BoM), y busca triplicar su capacidad de producción de 12 GW a 36 GW en el corto y mediano plazo.

Incluso Seraphim está enfocada en trabajar con las tipologías de celdas TOPCon, HJT (Heterojunction Technology) y mono PERC, las tres tecnologías principales que la empresa fabricante de módulos mantiene hoy en día. Pero su rol no se detendrá ahí sino que continúan los diálogos junto a otros actores de la cadena de valor.

“En Brasil antes sólo trabajábamos con la venta de paneles solares, pero por cómo cambió el mercado, no sólo podemos estar en la venta de paneles, sino también que debemos conversar con los inversionistas, estar cerca de los instaladores y EPCistas porque debemos tener reglas claras para el mercado”, subrayó Miucha Louzada.

“Tenemos una proyección del mercado que seguirá creciendo. Por lo que tenemos que buscar señales del mercado y del gobierno, y estamos en un momento muy bueno del proceso. Y así como en Brasil o Chile, Argentina tiene la oportunidad de aprender de los mercados de la región y que suceda un crecimiento similar”, añadió frente a más de 400 líderes del sector renovable de la región.

La entrada Más potencia y alta eficiencia: las tendencias de módulos para generación distribuida solar en Brasil se publicó primero en Energía Estratégica.

En un país como Colombia 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.

Si bien esta situación era de esperarse, especialistas argumentan que el gobierno no actuó a tiempo y ante los efectos de la crisis climática, emitió una serie de medidas transitorias de forma repentina que complican la planificación de los usuarios, sobre todo, industriales.

Uno de ellos, es Alejandro Lucio, director ejecutivo de Óptima Consultores quien en exclusiva con Energía Estratégica, brinda su visión sobre la coyuntura colombiana y propone a las autoridades gubernamentales cambios en el marco normativo para revertir la situación.

¿Qué opinión le merece las políticas adoptadas para dar respuesta al fenómeno de El Niño? 

Las medidas son tardías y no van a lograr un efecto material en el corto plazo. Si bien en teoría buscan beneficiar al usuario, al final lo van afectar vía tarifa y vía consumo (a través de racionamiento declarado o penalidades por consumo superior al promedio).

Se está forzando una generación térmica a la vez que se espera mantener un precio de bolsa contenido. Esto puede contener el precio de bolsa en efecto, con un precio que da una falsa señal de suficiencia. Pero además, el costo de la generación térmica forzada lo va a pagar el usuario, ya no en el componente de generación de la tarifa, ahora en el componente de restricciones.

En busca de salvar la vida de un par de agentes comercializadores en problemas, se está castigando al usuario.  Las medidas son improvisadas, desproporcionadas e injustas.

Se pidió desde hace mucho tiempo al gobierno, más de un año, que se incentivara el consumo responsable a través de programas de gestión de demandas e incentivo al ahorro. No se quiso hacer y se mantuvo un mensaje de suficiencia arrogante, incluso acusando a todos aquellos que hablamos de la necesidad de medidas tempranas de estar generando pánico.

Ahora, de un día para otro y con la posibilidad de racionamiento a la vuelta de la esquina se “patea el tablero”. Se amenaza al usuario, especialmente al industrial, con unas penalidades desbordadas por consumos superiores al promedio de un mes base. Eso es completamente improvisado y no tiene en cuenta que las industrias tienen una planeación de producción que no funciona con esa lógica. Las pérdidas pueden ser gigantescas.

Es llamativo lo poca energía renovable que conecta Colombia por año:¿por qué crees que se da esa situación?  ¿Cuál es el verdadero inconveniente que hay para que se conecte potencia?  

La poca energía renovable que se ha conectado es reflejo de los retos en el proceso de desarrollo de proyectos, permisología, conexión, pruebas, etc. Esto ha sido tortuoso. Esta es una realidad que dará vuelta en los próximos dos años. Al menos 1 GW de capacidad está en pruebas y cerca de entrar en operación comercial. Los proyectos en muchos casos llevan años de retrasos pero hay una capacidad importante que entrará en operación en los próximos dos años

¿Qué cambios regulatorios proponen para avanzar aún más con proyectos renovables?

Además de las reformas necesarias para agilizar los procesos de permisología, los retos hacía adelante en materia regulatoria estarán asociados a la operación de los proyectos.

Nuestro marco regulatorio requiere de una reforma integral, en el mercado de corto plazo (la bolsa de energía) y las reglas de despacho de las plantas, en el mercado de mediano plazo (contratos), y en el mercado de largo plazo (cargo por confiabilidad) . 

Esta reforma integral es necesaria porque nuestro marco regulatorio se diseñó para una matriz hidrotérmica. La expansión será ahora renovable no convencional y se requiere ajustar la regulación del mercado para nivelar la cancha por un lado y para incorporar nuevas realidades en los mercados de corto, mediano y largo plazo, así como en la operación del sistema en el día a día.

Estas reformas ya están estudiadas y propuestas. Sin embargo, se han dilatado innecesariamente por discusiones de política pública y tarifarias. Lo que no se ha entendido es que estas reformas habilitan el cierre financiero y la operación de las plantas renovables, aumentando la competencia en los mercados y generando las eficiencias que deben redundar en tarifas más justas. Al contrario como se ha querido hacer. 

Ya está bien de política pública, es hora de acelerar las reformas al mercado para garantizar que más proyectos entren en operación, que exista mayor competencia y que se garantice la suficiencia energética y confiabilidad futura y se logren tarifas justas.

En este contexto, ¿Crees que los 6 GW propuestos son una meta alcanzable o aun le falta mucho a Colombia para alcanzar ese objetivo? 

Los 6 GW son logrables. La cantidad de proyectos en desarrollo durante los últimos 5 a 8 años estarán entrando en operación en los próximos dos años y vamos a llegar a mitad de camino de esos 6 GW probablemente en dos a tres años. Y hay una avalancha de  proyectos con capacidad de conexión asignada que permiten ser optimistas para lograr esa meta.

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A pesar del alto potencial para el desarrollo de energía renovable, la participación de la energía eólica y solar en la matriz energética aún no supera el 10%. Esto se debe a que Perú tiene una matriz fundamentalmente hidrotérmica, con componente térmico a base de gas natural a precio bajo, siendo esta la principal barrera para la entrada de las energías renovables en los años anteriores.

Sin embargo, expertos del sector energético auguran nuevas inversiones de proyectos de energía limpia, especialmente, de energía solar y eólica.

Uno de ellos es Luis Cabrejos, quien, en conversaciones con Energía Estratégica, explica: “El sector energético peruano está experimentando un cambio significativo hacia las energías renovables de gran escala. Durante mucho tiempo, el país ha dependido principalmente de la energía del mix hidrotérmico, pero la situación está modificándose debido a factores económicos y de demanda energética”.

De acuerdo al especialista, la innovación tecnológica ha bajado considerablemente el precio de las renovables y la generación hidrotérmica se está volviendo insuficiente en el país. Esto hace que los proyectos eólicos y solares se tornen más atractivos.

“A medida que el mix hidrotérmico se vuelve insuficiente para cubrir las necesidades energéticas, el impulso hacia las energías renovables se acelera, con un aumento notable de proyectos planificados y en construcción”, asegura.

Y agrega: “Cada vez más empresas están invirtiendo en este tipo de tecnologías porque el mix hidrotérmico no es suficiente para cubrir la demanda. Entonces se prevé que las renovables tengan un impulso mucho más acelerado que en el pasado”, afirma.

En cuanto a las regiones de Perú con mayores oportunidades para el desarrollo de proyectos renovables, el especialista señala que el país tiene un potencial total de 22 GW, de los cuales 18,6 GW cuentan con estudios de prefactibilidad aprobados. De estos, 9,7 GW son eólicos y se concentran en el norte del país, mientras que 8,9 GW son solares y están ubicados principalmente en el sur.

A su vez el experto analiza el mercado de generación distribuida, un segmento que a su entender se está volviendo cada vez más asequible con el correr de los años. Según Cabrejos, el costo de los módulos fotovoltaicos ha disminuido significativamente, con precios actuales de diez centavos de dólar por vatio, que es la mitad del costo hace un año. Esta reducción de precios está estimulando el interés en proyectos más pequeños y distribuidos, que pueden ser instalados por particulares y empresas.

En cuanto a los sistemas de almacenamiento, que son fundamentales para abordar la intermitencia inherente a las fuentes renovables, Perú aún enfrenta desafíos. Cabrejos indica que actualmente no hay incentivos suficientes para adoptar estos sistemas, ya que el mercado de servicios complementarios no está desarrollado en razón de tener poca participación renovable en la matriz.

Sin embargo, es optimista a futuro: “A medida que crezca el país económicamente y aumente la penetración de energías renovables, este mercado se volverá más atractivo y podría impulsar la adopción de tecnologías de almacenamiento, como las baterías, para garantizar la confiabilidad y seguridad del suministro energético”.

De esta forma, Perú está en una encrucijada energética. Con un potencial renovable considerable y un mercado que muestra signos de cambio, el experto vislumbra un futuro prometedor para proyectos renovables de gran escala en el país.

A medida que las barreras económicas disminuyen y la demanda energética crece, se espera que las energías renovables jueguen un papel cada vez más importante en la matriz energética peruana.

La entrada Especialistas vislumbran incremento de proyectos renovables de gran escala en Perú se publicó primero en Energía Estratégica.

Runergy, fundada en China en 2013, va consolidando su posición como fabricante de módulos fotovoltaicos gracias a un enfoque distintivo en investigación y desarrollo así como en una estrategia de ventas orientada a diversidad de mercados.

En tal sentido, Luis Durand, director regional de Ventas para México, Centroamérica y el Caribe en Runergy, enfatizó el compromiso de la empresa con la eficiencia y la durabilidad de sus productos.

Según Durand, Runergy ha logrado alcanzar niveles de eficiencia del 22.4%, mientras que sus tecnologías avanzadas minimizan la degradación, garantizando una vida útil de hasta 30 años.

En palabras de Durand, «el mercado busca reducir el área ocupada por los módulos, aumentar la eficiencia y garantizar la generación óptima de energía para diversos proyectos residenciales, comerciales e industriales».

Durante su participación en el megaevento de Future Energy Summit (FES) en el Caribe, este director regional de Ventas señaló además que uno de los aspectos que los distingue es su participación integral en la cadena de valor.

“Runergy es uno de las 10 empresas que sí tienen toda la cadena de valor propia. Eso le da una confianza al cliente final de que hay una calidad uniforme en todos los procesos”, indicó, reforzando el compromiso de la empresa con la excelencia en cada etapa de producción.

La confianza y la calidad de esta marca están siendo reconocidas rápidamente a nivel internacional en estos 11 años de actividad. Runergy ha sido destacado como «General Highest Achiever» por el Centro de Pruebas de Energías Renovables (RETC), demostrando un rendimiento excepcional en pruebas rigurosas de calidad, rendimiento y confiabilidad. Además, la empresa ha escalado posiciones en las calificaciones de bancabilidad de PV ModuleTech, consolidando su reputación como un jugador clave en el sector de los módulos fotovoltaicos.

El reconocimiento de BloombergNEF como fabricante Tier 1 en el último trimestre de 2023 también subraya la calidad y confiabilidad de los productos de Runergy. Este logro es testimonio del desempeño sobresaliente de la empresa en proyectos a nivel global, así como de su sólida posición en términos de bancabilidad.

Ahora bien, en un mercado cada vez más competitivo, Runergy destaca por su enfoque en la innovación, la calidad y la confiabilidad. Con una visión centrada en el futuro, el precio no sería el único factor determinante; de acuerdo con Durand, estos proyectos son inversiones a largo plazo, donde la seguridad y la confianza juegan un papel fundamental. Es por ello que la empresa se compromete a ofrecer tecnologías avanzadas y servicios de alta calidad, respaldados por una sólida reputación que están ganando en el mercado.

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LONGi, líder mundial en tecnología solar, anuncia con orgullo su participación en el prestigioso Future Energy Summit (FES) celebrado el 22 de abril de 2024 en el Marriott Reforma Ciudad de México.

La cumbre, un faro para la innovación y la sostenibilidad en el sector energético, proporcionó una plataforma invaluable para que LONGi demostrara su compromiso de impulsar la transición hacia soluciones de energía limpia y renovable.

Danilo Pacavita, Product & Solution Manager de LONGi, ocupó un lugar central durante el Panel 3: «La Oportunidad de la Energía Solar Fotovoltaica y el Almacenamiento en México», ofreciendo perspectivas invaluables sobre el panorama en evolución de la energía solar en México y el potencial más amplio para las nuevas tecnologías de cara a los proyectos en desarrollo.

«Estamos encantados de haber tenido la oportunidad de participar en FES México y contribuir al diálogo en torno al papel fundamental de la energía solar en la transición energética de México», dijo Danilo Pacavita.

«En LONGi, estamos comprometidos a impulsar la innovación y ofrecer soluciones solares de alta calidad que empoderen a las comunidades y las empresas para abrazar un futuro sostenible».

Con un firme compromiso con la innovación, la sostenibilidad y la excelencia, LONGi sigue liderando el avance hacia un futuro más limpio, ecológico y sostenible para las generaciones venideras.

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