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La consultora ECCO International presentó el último estado de avance de la propuesta para el diseño de un mercado eléctrico mayorista en base a ofertas, servicios complementarios y pagos por capacidad en el sector energético de Chile.

El objetivo del trabajo es analizar cómo incorporar más generación renovable y sistemas de almacenamiento de energía en su matriz. Por lo que desde la consultora brindaron más detalles del proceso necesario para avanzar hacia ese nuevo diseño basado en ofertas que permita resolver problemáticas de vertimientos de energías renovables y precios marginales cero que atraviesa el país. 

“Queremos hacer la transición hacia un mercado basado en licitaciones, que sea vinculante y un día por adelantado o anticipado. Además, se necesita un compromiso por unidad de confiabilidad, para seguridad del Coordinador Eléctrico Nacional porque el mercado puede hacer una oferta-demanda que no cumpla con la proyección que pueda tener el CEN”, explicó Alex Papalexopoulos, presidente y CEO de ECCO International.  

“También se necesita un mercado financiero y uno de licitación virtual, para actores del sector que no tienen activos y que consumen un abastecimiento virtual que necesitan liquidarlo en tiempo real”, agregó. 

Además, se mantendrán los contratos a largo plazo y el mercado de potencia, aunque este último buscará hacerse más competitivos en la segunda fase del plan, en tanto que las ofertas que ingresen bajo ese modelo de mercado serían diferentes a las que existen hoy en día, ya que tendrán costos de unidad, de puesta en marcha, de tiempos, de carga mínima, entre otras cuestiones. 

Mientras que también habrá precios marginales de localización (LPM por sus siglas en inglés), donde todos los generadores tengan el precio en base a su ubicación y dichos LMP tendrán tres componentes: energía, pérdidas y congestión, que deberán considerarse tanto para la generación como para los servicios auxiliares. 

Es decir que se busca implementar un mecanismo de fijación de precios de pago claro (o formación uniforme de precios), a pesar que Chile ya cuenta con una herramienta única de liquidación de precios pay-as-clear, en pos de mejorar la eficiencia, fomentar la competencia e incentivar que las propuestas reflejen los verdaderos costos marginales de cada empresa. 

La existencia del Mercado en Tiempo Real (RTM) permitiría que el despacho óptimo se calcule cada 5 o 15 minutos y evitar despachos ineficientes en el Sistema Eléctrico Nacional. 

“Con el Mercado en Tiempo Real (RTM), queremos capturar lo que ocurre al instante, el pronóstico y las proyecciones, especialmente en las energías renovables ya que hay una secuencia de ejecuciones que se hacen con el software”, complementó Papalexopoulos. 

“El objetivo es tener precios que realmente reflejen los costos marginales de los nodos a tiempo. Proponemos que todas las transacciones en tiempo real sean liberadas de las plataformas de los centros propuestas y toda la potencia contratada será vendida al operador del sistema y adquirida desde ello. Allí se pueden encontrar diferencias para liquidar cualquier tipo de acuerdo bilateral”, añadieron desde la consultora. 

Plazos del proceso

El cambio hacia un diseño de un mercado eléctrico mayorista en base a ofertas, servicios complementarios y pagos por capacidad en el sector energético de Chile dependerá de las autoridades gubernamentales y regulatorias del país. 

Pero si la decisión resultase positiva, la fase 1 se llevaría a cabo entre los años 2025 y 2027 y estará orientada a “asegurar que el mercado sea confiable”, por lo que incluiría:

Mercado diario basado en ofertas (IFM)
Compromiso de unidad de confiabilidad basado en ofertas (RUC)
Mercado en tiempo real basado en ofertas (RTM)
Mitigación del poder de mercado ex ante (MPM)
Sistema de Liquidación Múltiple que incluye funcionalidad de Liquidación Financiera para los mercados DAM, RTM y RUC
Mercado Financiero de Derechos de Transmisión (FTR)
Obligaciones de Capacidad con ELCC (Mercado Bilateral)

Mientras que la segunda etapa tendría el foco de “hacer más eficiente al mercado”, se llevaría adelante entre los años 2030 y 2031 y contemplaría una serie de etapas listadas a continuación: 

Mercado de capacidad competitivo con opciones de confiabilidad
Precios por escasez
Mercado de Licitaciones Virtuales (VB)
Mercados financieros de PPA con Contrato por Diferencia (CfD)

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La magra capacidad de transporte disponible y el desarrollo de nuevas obras de transmisión son algunos de los cuellos de botella a los que se enfrenta el sector energético para una mayor incorporación de parques de generación, principalmente aquellos de gran escala. 

Dichos temas fueron tratados durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina. Y desde FMO, banco de desarrollo que opera con el respaldo del 51% del gobierno neerlandés y cuenta con participación de bancos comerciales holandeses, no dejaron pasar su postura al respecto. 

“El problema de transmisión necesita varias soluciones. Una línea se demora cinco años antes de entrar en operación, mientras que un proyecto eólica o solar está listo en un año y medio o dos años. Entonces hay que seguir trabajando en ello, pero también trabajar en varios frentes, como por ejemplo la pequeña escala”, apuntó Angie Salom, manager energy Latin America & Caribbean de FMO.

“Si uno de los cuellos de botella es la transmisión, se debe solucionar pero también desarrollar más proyectos de pequeña escala, más cercanos al consumo, que se puedan conectar directamente a la red de distribución y que no necesitan inversiones gigantescas”, sugirió durante el panel de debate “Las oportunidades de inversión para las energías renovables en la visión de los líderes del sector”.

Además, planteó que el hidrógeno verde próximamente jugará un papel crucial dentro del sector y que si bien hoy es gas natural versus renovables, el foco en el corto plazo estará en sobre cómo el hidrógeno verde será competitivo en esa ecuación. 

“Toy todavía es un reto pero también una gran oportunidad en Argentina dada su experiencia petrolera, grandes recursos eólicos y solar, fácil acceso y una industria base que puede aprovechar el H2V”, sostuvo. 

Salida de CAMMESA como comprador único

El secretario de Energía de la Nación vaticinó durante FES Argentina que la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) dejará de tener el rol de comprador único de energía y celebrador de contratos en el sector. 

Hecho que acarrearía que las distribuidoras tomen ese papel y que también haya más contratos entre privados ante la posible creación del mercado de derechos de emisiones de gases de efecto invernadero. 

Angie Salom fue consultada sobre dicho tema durante el panel de debate y manifestó que están dispuestos a seguir en el país, a pesar que sea una situación que genere nerviosismo a entidades financieras. 

“Es un proceso que se vio en República Dominicana, tras un proceso de reestructuración se pasó a las distribuidoras. Obviamente nos puso nerviosos, pero entendimos que fue con la mirada puesta en la eficiencia del sistema. Entonces se garantiza la calidad de crédito de ese contrato. Y en el caso de República Dominicana, el gobierno que respaldaba el déficit de fondos en el PPA original pasó a respaldarlo en las distribuidoras, cosa que no se afectasen los tiempos de pago. Incluso éstos mejoraron”, explicó.

“Por ende, siempre y cuando haya claridad de cómo se respaldará la calidad de crédito y cómo será el tiempo de los pagos, es algo que nos pone nerviosos pero estamos dispuestos a entender y profundizar. Vemos que en Argentina hay una visión de largo plazo y seguiremos apoyando el sector”, concluyó.

La entrada FMO sugirió desarrollar más proyectos de mediana y baja escala ante el cuello de botella de la transmisión en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

El sector energético de Argentina está a la espera de la implementación del mercado de derechos de emisiones de gases de efecto invernadero, el cual el secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, ya anticipó que será una de las principales herramientas para avanzar en la transición energética y el cumplimiento de las metas ambientales asumidas por el país.

El mecanismo pensado por el Poder Ejecutivo no sólo abarcaría a la generación de energía, sino a todos los sectores y subsectores de la economía nacional, de modo que la industria petrolera no es ajena al tema y hasta lo puso en su agenda. 

A tal punto que el subsecretario de Hidrocarburos de la Nación, Luis De Ridder, vaticinó cuándo podría aplicarse ese proceso y reconoció la importancia de la transición energética hacia combustibles y vectores más limpios. 

“Si bien el Estado no pudo bajar lo que debe hacer cada ciudadano, empresa o cada PyME para estar en línea con los compromisos ambientales asumidos por el país, ya se dará en algunos meses y ello llevará a que haya otras cuestiones a hacer además de distribuir combustibles”, señaló ante dueños de estaciones de servicio nucleados en la Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines (CECHA). 

“Para el futuro, tendrá que haber otros combustibles que emitan menos que los fósiles. El mundo pide que haya más electrones en el transporte, pero en Argentina tenemos otros combustibles que están primeros porque las necesidades de distribuir energía eléctrica están limitadas por la transmisión y las inversiones en ese segmento son muy grandes”, agregó durante el encuentro.  

Ante dichas dificultades en el sector, Luis De Ridder subrayó que “se requerirá tomar otras decisiones antes de electrificar todo como hicieron países más desarrollados”, aunque también que el país debe fijarse en las acciones que llevan adelantes las naciones vecinas y cómo acercarse a esas tendencias. 

Y cabe recordar que desde la Secretaría de Energía de la Nación ya dieron a conocer que abrirán más puertas a inversiones privadas en el sistema de transporte eléctrico a través de nuevos esquemas ya que el actual gobierno no puede afrontar los costos de esas obras. 

Es decir que el gobierno podría darle continuidad a dos mecanismos que hoy en día ya están en marcha, tal como la presentación a inversiones en redes de transmisión en el MATER junto a proyectos de generación o una nueva etapa tras las 20 manifestaciones de interés presentadas ante CAMMESA para gestionar y financiar ampliaciones del sistema en alta tensión.

¿Cómo se prevé el mercado de derechos de emisiones?

Desde la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético anticiparon que a cada uno de los sectores y subsectores de la economía se le asignarán umbrales obligatorios de forma anual para cumplir el Acuerdo de París (ver nota). 

Su implementación seguramente sea similar al Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), aunque en primera instancia habrá derechos de emisión de GEI gratuitos y posteriormente un plazo de tiempo para que una entidad pueda comprarlos en el mercado; dando lugar a señales de precios que sean suficiente para alcanzar más acuerdos en las transacciones económicas entre privados. 

La intención es que cada agente haga la transición como quiera, con eficiencia energética, electromovilidad, renovables o sustitución de combustibles fósiles, mientras que aquellas entidades que incumplan, tendrán penalizaciones.

La entrada “En algunos meses”: Los adelantos de De Ridder sobre las metas de emisiones por sector se publicó primero en Energía Estratégica.

Central Puerto, generadora de energía con más de 7000 MW de potencia instalada en Argentina (cerca de 500 MW es renovable), formó parte del mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina y participó del panel en el que se analizaron los aspectos claves para el desarrollo de la energía eólica en el país. 

Ruben López, director de Energías Renovables de la compañía, remarcó la importancia de agregar valor a los clientes y brindar soluciones energéticas integrales que permitan ser un diferencial al momento de llevar adelante los proyectos que permitan avanzar en la transición energética. 

Y no sólo hizo hincapié en el pipeline on-grid, sino que también mencionó la posibilidad que se abre para las energías renovables dentro de la minería nacional mediante emprendimientos que no necesariamente estén conectados a la red. 

“El sector minero se puede pensar como una oportunidad, ya que es un mercado que demandará mucha energía y será necesario abastecerla, en algunos casos desde la red y en otros de forma off-grid. Pero el crecimiento de la red es importante”, afirmó. 

“Los proyectos off grid que analizamos fueron para soluciones mineras particulares, pero generalmente buscamos integrar los proyectos al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) porque le da otro valor al producto final entregado y al cliente”, agregó. 

Cabe recordar que Central Puerto desarrolló los parques eólicos La Castellana, Achiras, Manque, Los Olivos, La Genoveva I y II (suman 374 MW de potencia), mientras que en 2023 adquirió su primera planta solar (Guañizuil 2A – 117 MW) y dio a conocer que estaba analizando alternativas de inversión que tengan como objetivo elevar su desempeño en el mercado renovables, tanto de origen eólico como fotovoltaico.

Por otro lado, Rubén López sostuvo que será necesario acompañar a todo tipo de clientes con el aporte de las diferentes tecnologías que conforman la matriz energética del país, como también contar con un mayor grado de avance en el sistema de transporte eléctrico, como por ejemplo mediante la inteligencia en las redes o el uso del almacenamiento para aumentar la capacidad disponible de las línea de transmisión y evitar curtailments de energía. 

“Para ello se necesita una regulación clara que lo soporte, inversiones y un mercado sano, porque es lo que repaga las inversiones. La industria necesita tener energía de calidad para exportar sus productos y agregar valor”, manifestó. 

Incluso, el director de Energías Renovables de Central Puerto reconoció que analizan el proceso “AlmaMDI”, la convocatoria para presentar manifestaciones de interés para incorporar, gestionar y financiar sistemas de almacenamiento de energía eléctrica que está abierta hasta el 26 de marzo. 

“Trabajamos en eso y estas iniciativas son una manera de que los agentes del sector mostremos nuestras iniciativas, opiniones y apetito por participar”, apuntó. 

“Mientras que mirando a futuro, las expectativas son grandes. El consumo energético crecerá y Argentina tiene mucha capacidad exportadora, para lo cual necesitará energía eléctrica y, por lo tanto, las renovables tendrán una penetración más grande. Aunque es necesario ver cómo hacer la transición en los aspectos regulatorios y acompañar las medidas con diálogo con las autoridades para que llegue a buen puerto lo que funciona bien y se generen los círculos virtuosos que el sector quiere”, concluyó. 

La entrada Central Puerto destaca el vínculo con la minería como oportunidad para las renovables en Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Durante el mega evento Future Energy Summit (FES) realizado en Argentina, más de 400 ejecutivos, inversionistas, líderes y altos cargos del sector energético debatieron sobre las principales tendencias para el desarrollo de proyectos competitivos en Argentina.

Uno de ellos fue Claudio Bulacio, Gerente de Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA), quien manifestó la necesidad de adaptar la regulación del sector a los desafíos y oportunidades que plantea la transición energética. 

Desde el punto de vista de las distribuidoras, Bulacio destacó que la transición energética presenta retos significativos: “Si bien las distribuidoras están comprometidas con este proceso, se enfrentan a la necesidad de adaptar las redes eléctricas a la creciente demanda y a la incorporación de nuevas tecnologías, como la generación distribuida y la movilidad eléctrica”.

En efecto, uno de los mayores desafíos planteados por el experto radica en la necesidad de prepararse para la integración de tecnologías de almacenamiento de energía, que aún no están completamente desarrolladas en Argentina. La creciente autonomía de los usuarios en la gestión de su consumo energético plantea nuevos desafíos operativos para las distribuidoras.

En este sentido, Bulacio señaló que las redes de distribución deben evolucionar de ser meros proveedores de energía eléctrica a convertirse en administradores de energía. 

“Para lograrlo, es fundamental avanzar en la digitalización de las redes y en la implementación de tecnologías como la medición inteligente, que permitan una mayor flexibilidad y eficiencia en el consumo y la gestión de la energía”, agregó.

Bajo esta premisa, señaló que la adecuación de la regulación es un paso crucial en este proceso de transición: “Es fundamental revisar y actualizar la regulación del sector eléctrico, que en Argentina lleva más de 30 años vigente. Es necesario adaptarla a los nuevos paradigmas y necesidades del mercado, asegurando que las tarifas respondan a las demandas de la sociedad y promoviendo las inversiones necesarias para impulsar la transición energética”.

En este contexto, ADEERA aboga por un enfoque más integral en la fijación de tarifas, que no se base únicamente en reducir los costos, sino en garantizar la sostenibilidad del sistema eléctrico y promover la adopción de tecnologías más limpias y eficientes.

“Hay que plantear las mejores inversiones para motivar a la transición energética. El avance de la tecnología nos va a permitir invertir en negocios que hoy no imaginamos. La regulación debe acompañar ese movimiento para poder ampliar nuestras capacidades de energía”, concluyó.

La entrada ADEERA llamó a adecuar la regulación a los nuevos paradigmas de transición energética se publicó primero en Energía Estratégica.

Aunque en Ecuador la matriz energética es liderada históricamente por la energía hidroeléctrica, los efectos del cambio climático han provocado problemas de estiaje que complican estas tecnologías.

Ante esta situación, la tecnología fotovoltaica se presenta como la principal aliada para obtener generación segura y libre de emisiones de carbono. 

Bajo esta premisa, Drex, firma especializada en financiamiento sostenible, proyecta planes ambiciosos de cara al futuro. 

En conversaciones con Energía Estratégica, Joselyne del Rosario, CEO de Drex revela que la compañía, cuyo core business es estructurar project finance para desarrollos solares, busca desplegar un total de 93 MW de plantas solares en Ecuador para el año 2030. Esta visión incluye un enfoque específico en sectores clave, como el camaronero y agrícola.

Y agrega: «Nuestro core business es estructurar project finance para proyectos solares que van desde los 2 MW en adelante. Cuando se trata del sector de consumo conectado a la red no optamos por almacenamiento. Sin embargo, si financiamos baterías a clientes aislados de la red«, destaca.

En efecto, uno de los enfoques particulares de Drex es apoyar al sector camaronero, donde la dependencia del diésel aún prevalece en aproximadamente el 80% de las operaciones. Del Rosario explicó que están ayudando a estas empresas a generar energía limpia mediante sistemas de almacenamiento. 

“Se prevé una demanda de alrededor de 300 MW de energía solar para cumplir con las necesidades del sector camaronero aislado de la red. Por ello, Drex se compromete a estructurar financiamientos que permitan a estas empresas acceder a infraestructuras de energía limpia sin tener que realizar grandes inversiones directas”, señala.

La ejecutiva explica en detalles en qué consiste su modelo de negocio: “El project finance, implica la creación de empresas separadas para transferir la propiedad de la infraestructura solar. Estas empresas separadas obtienen la deuda o el capital necesario para construir los proyectos, venden la energía a los consumidores finales y gestionan los pagos y retornos para los proveedores de capital”.

Para potenciar esta metodología, la compañía también está desarrollando una plataforma que simplifica el proceso de estructuración de project finance para plantas solares, brindando soluciones más eficientes y accesibles.

A su vez, la especialista reveló que Drex también facilita la emisión y venta de certificados de energías renovables: “La empresa está explorando Certificados de Energías Renovables Internacionales (IRECs) como un incentivo económico para mejorar la viabilidad financiera de las plantas solares”.

“Si bien es un mercado que recién está iniciando en Ecuador, el paso a paso de cómo generar estos certificados ya está bastante estandarizado. Con el tiempo la demanda irá creciendo y se incrementará la participación de Ecuador en el mercado internacional”, afirma.

Cambios en el marco regulatorio

Para potenciar aún más la actividad fotovoltaica en el país, Del Rosario destaca la necesidad de aumentar el límite de capacidad para la generación distribuida, especialmente para el sector industrial.

 Recientemente establecido en 2 MW,  la experta sugiere que este límite debería ser elevado a 10 MW para satisfacer las necesidades de empresas más grandes y abordar una proporción significativa del consumo total de energía del sector comercial e industrial.

Y justifica: “Aunque haber pasado de 1 MW a 2 MW ya es un paso importante, la necesidad del sector en autoconsumo es mucho mayor. Para compañías de grandes dimensiones el límite actual significa que solo se puede cubrir del 15 al 20% del consumo de energía total del sector comercial e industrial”.

La entrada DREX busca desplegar 93 MW solares a través de project finance en Ecuador al 2030 se publicó primero en Energía Estratégica.

En la feria Future Energy Summit (FES) Argentina más de 400 ejecutivos, inversionistas, líderes y funcionarios de altos cargos del sector energético de la región debatieron sobre las principales tendencias de las energías renovables y el rol que el Estado debe tomar como regulador para acompañar esa transición.

Una de ellas fue Verónica Geese, Secretaría de Energía de la Provincia de Santa Fe, quien recientemente confirmó el lanzamiento de una nueva licitación Generfe.

La convocatoria está prevista para antes de mitad de año y la misma consistirá en la construcción de 30 MW solares más y una para la modernización del parque fotovoltaico San Lorenzo (1 MWp de capacidad), siguiendo la línea de lo hecho en 2022, cuando el anterior gobierno licitó 20 MW solares repartidos en 4 parques de 5 MW cada una. 

Además, Geese reconoció que se piensa comercializar esta energía, hacer una especie de Mercado a Término (MATER) provincial o regional con las provincias del Centro, y tomar la posibilidad de comercializar los derechos de emisión de la energía que proyecten.

En efecto, durante el evento, la secretaría de energía santafesina habló al respecto: “Las condiciones macroeconómicas han impedido que las redes de transporte se desarrollen lo suficiente y nos ha sumado problemas como la imposibilidad de agregar valor a producción por mala calidad de servicio. Por ello, decidimos encarar esos problemas con la adopción de las energías renovables y parques fotovoltaicos”.

Y agregó: “Como próximos pasos vamos a lanzar licitaciones de abastecimiento nuevamente, algunas solamente solar y otras fotovoltaicas con almacenamiento. Lo iremos diagramando para encontrar el mejor momento para presentarlas. También estamos evaluando con los actores de la provincia otros modelos de licitación como un RenMDI local”.

Según la funcionaria, Santa Fe tiene mucha capacidad de energía para encarar estos procesos cuyo objetivo es dar soluciones técnicas que mejoren la calidad del servicio y el acceso a la capacidad de producción del territorio, sin que esto implique un aumento en los costos para el usuario. 

“La potencialidad que tiene Santa Fe es importantísima. Las renovables vinieron a romper el paradigma de las empresas monopólicas y oligopólicas de mundos cerrados, poco transparentes y pequeños. Es reconfortante ver cómo crecen las renovables y cambia ese paradigma. Cada vez somos más jugadores y cada vez estamos más cerca del usuario final”, insistió.

En línea con esa vocación por diversificar la matriz hacia fuentes limpias, tomó como caso de éxito el primer Programa Prosumidores de Generación Distribuida en toda la Argentina, lanzado en 2016 en Santa Fe.

De acuerdo a la especialista, con el correr de los años ese programa fue evolucionando y hoy se han consolidado como la provincia con más prosumidores en ese segmento. 

A su vez, ratificó el gran rol que tiene el Estado de compatibilizar un entorno cambiante con infraestructuras que se deben aprovechar y mejorar para el beneficio real del usuario que es el fin de toda política pública.

“Aunque sabemos que los retos son cambiantes y que la macroeconomía es poco certera, nos sentimos muy preparados por lo que se viene por la vasta experiencia que tenemos. Las distribuidoras provinciales estarán más que nunca bajó la mirada pública lo cual es un desafío importante”. 

“Después de EDENOR y EDESUR, la empresa provincial de energía es la utility más grande del país. Tenemos un millón 350 mil usuarios. Terminamos siendo el 10% de casi todos los consumos energéticos del país. Es una oportunidad para ser un gran jugador en el mundo de la energía”, concluyó. 

La entrada Santa Fe busca lanzar licitaciones de abastecimiento solares e híbridas con almacenamiento se publicó primero en Energía Estratégica.

Durante la feria de Future Energy Summit (FES) realizada en Argentina, más de 400 referentes del sector y más de 50 empresas, asociaciones y organizaciones de la industria de las renovables debatieron sobre las oportunidades y desafíos que presenta la región a la hora de montar proyectos renovables.

Uno de ellos fue Martín Altamirano, Engineering Coordinator en Cauchari Solar quien brindó más detalles sobre el parque solar, que se ubica a 4200 metros sobre el nivel del mar y genera el 70% de la electricidad que consume la provincia de Jujuy.

“Se espera que este año finalmente comience la ampliación de dicha planta fotovoltaica (expansión permitida bajo el Decreto 476/2019) que permita llevar su capacidad instalada de 315 MW a más de 500 MW”, explicó el experto. 

Y agregó: “Estamos avanzando y queremos empezar en breve con esos 200 MW de los cuales también estuvimos discutiendo con CAMMESA la posibilidad de incorporar baterías. Son 200 MW que están a la par de los 300 MW en una línea de 300 km lo cual mejoraría mucho la estabilidad de la línea al adicionar un banco de baterías”.

Si bien confesó que aún no cuentan con reglas claras por parte del gobierno que permitan motivar esa gran inversión, esperan conseguirlo este año. 

Paralelamente, entendiendo las necesidades del sector en el NOA con todo el crecimiento del sector minero y la demanda energética que eso conlleva, el ejecutivo reveló que la compañía ha montado una sociedad con INVAP a través de la cual han desarrollado un proyecto híbrido entre fotovoltaico y solar térmico de concentración con acumulación en sales. 

“Buscamos llevar adelante ese proyecto en el corto plazo porque permitirá un desarrollo mucho mayor de la industria local. Vendría muy bien para una provincia tan pequeña como Jujuy contar con un desarrollo de esa magnitud. Aunque hoy por hoy el precio de la solar térmica no es tan atractivo creemos que con el avance de la tecnología podemos alcanzar un valor competitivo”, auguró. 

A su vez, advirtió que tienen intenciones de llevar adelante otros desarrollos pero que para ello necesitan mayor certeza jurídica y resolver algunos desafíos.

“Esperamos que el nuevo gobierno brinde reglas claras. Estamos teniendo problemas de pagos a proveedores en las transacciones al exterior lo cual demora todo el proceso de operación y mantenimiento. Somos una empresa pública por lo que el riesgo que asumimos debe ser muy controlado”, argumentó.

Y concluyó: “Por ello, esperamos en breve poder llevar adelante esos proyectos una vez que tengamos las nuevas medidas del gobierno actual”.

La entrada Esperan ampliar la capacidad de la planta Cauchari Solar a 500 MW e incorporar baterías este año se publicó primero en Energía Estratégica.

La expansión de las energías renovables en Perú está experimentando un auge significativo, y cada vez más empresas buscan posicionarse como un actor clave en este escenario. 

Una de ellas es Solarpack, una destacada empresa global de energías limpias, que según comparte a Energía Estratégica su general manager para Perú, Norvic Chicchon Ugarte, la compañía tiene un fuerte apetito por el mercado peruano, respaldado por proyectos greenfield que suman 1 gigavatio (GW) en capacidad.

El panorama de las energías renovables en Perú se presenta como altamente atractivo, con un crecimiento sostenido impulsado por el interés de diversas entidades, desde empresas generadoras, comercializadoras y la industria minera. De esta forma, el especialista destaca el renovado enfoque en el crecimiento de capacidad como una alternativa eficiente para cerrar brechas en la generación eléctrica.

Proyecto estrella: Central Solar Fotovoltaica San Martin y estrategia comercial

Solarpack está inmersa en la construcción de un proyecto estrella en Perú, la Central Solar Fotovoltaica San Martin. Este proyecto, ubicado en La Joya, Arequipa, tendrá una capacidad pico de 300 megavatios (MWp) y está programado para entrar en operación en el segundo semestre de 2025. Chicchon destaca el recurso solar privilegiado de la zona como un factor clave para el éxito del proyecto.

“Además de la destacada Central Solar San Martin, Solarpack tiene la mira puesta en el futuro con proyectos greenfield que totalizan 1GW en Perú”, afirma.

 “La empresa también está evaluando la posibilidad de adquirir plataformas de desarrolladores que se alineen con sus objetivos comerciales a lo largo de los próximos cinco años”, advierte.

Expectativas de venta y desafíos regulatorios

Chicchon muestra confianza en las proyecciones de venta para el próximo año, al considerar a Perú como un mercado de compradores. Además, destaca la competitividad que ofrece la integración vertical de la compañía como un elemento que se adapta bien al mercado peruano y latinoamericano en general.

En cuanto al marco regulatorio, el experto señala la propuesta de cambios a la Ley 28832, específicamente la modificación del Artículo 3, como un paso crucial para el desarrollo eficiente de la generación eléctrica en Perú. 

“En la actualidad, el marco vigente del sector eléctrico peruano no permite que las centrales que no dispongan de potencia firme (p.ej. las centrales RER) puedan suscribir contratos de suministro eléctrico (PPAs) con terceros, a efectos de entregar únicamente la energía que tienen disponible”, explica.

Y agrega: “La posibilidad de que los concesionarios de generación puedan comercializar energía de manera independiente abriría nuevas oportunidades para inversiones sostenibles y proyectos eficientes en costos”.

De esta forma, el ejecutivo se muestra a favor del proyecto de ley que está siendo discutido en el Congreso ya que considera que este cambio en la norma favorecerá al país en atraer nuevas inversiones sostenibles y concretar proyectos en energía renovable con costos eficientes para el usuario.

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Applus+ es una empresa que apuesta por la innovación como uno de sus pilares para la búsqueda de la excelencia operativa y, por tanto, está en constante evolución. Por ello, en el sector energético continúan ampliando sus servicios y soluciones destinadas a aumentar la calidad final de productos de la industria renovable y la vida útil de los activos de generación y almacenamiento desde sus inicios.

Esto ha llevado a que Applus+ participe en 300 GW de capacidad de generación de energía instalada y 30 GWh de almacenamiento de energía en todo el mundo, según cifras brindadas por la empresa al cierre del 2023.

Entre las tecnologías emergentes que han empezado a cubrir con su gran abanico de ofertas, se destaca el almacenamiento energético en baterías, el hidrógeno verde y la eólica offshore.

De acuerdo con Álvaro Velasco, Regional Manager LATAM for Renewable Energy Services de Applus+, el interés por la primera de estas merece a que “en los últimos años el precio de las baterías de ion de litio ha experimentado una reducción, llegando a un punto históricamente bajo, lo que se atribuye al notable aumento de la capacidad de producción en toda la cadena de valor y a la innovación tecnológica, todo ello combinado con una creciente demanda”.

Ahora bien, su implementación acarrearía algunos retos. Entre los principales desafíos para que esta tecnología avance en los países subdesarrollados o en vías de desarrollo el Regional Manager LATAM for Renewable Energy Services de Applus+ puntualizó:

La disponibilidad y sostenibilidad de las materias primas para fabricar baterías de litio pueden ser un desafío. Trabajar en la diversificación de las fuentes y en la investigación de alternativas más sostenibles puede contribuir a reducir la dependencia de recursos específicos y a estabilizar los costos.
El costo inicial de implementar sistemas de almacenamiento de energía con baterías de litio puede ser prohibitivo. Para avanzar en estos países, es necesario desarrollar modelos financieros y esquemas de financiamiento para que estas tecnologías sean más accesibles, posiblemente mediante asociaciones público-privadas o programas de incentivos gubernamentales.
Integrar sistemas de almacenamiento de energía con baterías de litio requiere una infraestructura eléctrica adecuada. En algunos países, dicha infraestructura puede no estar completamente desarrollada o ser obsoleta, lo que se traduce en la necesidad de realizar inversiones adicionales.
La posible falta de capacitación técnica y conocimiento de tecnologías avanzadas de los trabajadores locales puede ser un obstáculo. En este sentido, es esencial desarrollar programas educativos para que puedan entender, operar y mantener estos sistemas.
La falta de políticas y regulaciones específicas para el almacenamiento de energía puede generar incertidumbre y desincentivar las inversiones. Colaborar con gobiernos locales para desarrollar marcos regulatorios claros y favorables, que incluyan incentivos y objetivos específicos, es fundamental.
Las baterías de ion de litio no son la única tecnología emergente que presenta tanto retos como oportunidades atractivas por desarrollar. Como otras regiones, Latinoamérica está lanzando planes de descarbonización y electrificación de sus economías en los que el hidrógeno verde es uno de los vectores a desarrollar.

Al respecto, Applus+ identifica a Chile, Brasil, Uruguay y Colombia como algunos de los países que tienen establecidos ya objetivos específicos para esta tecnología de cara a 2030, y pronostican que los demás países de la región se unirán muy pronto.

Por ello, desde la empresa ya están avanzando con su oferta de servicios y soluciones tecnológicas para proyectos pioneros de este vector energético verde en plazas estratégicas.

“Las principales consultas que recibimos tienen que ver con estudios previos de viabilidad, asistencia técnica e, incluso, ingenierías básicas y de detalle”, reveló Álvaro Velasco, quien además aclaró que por lo pronto los proyectos que se están desarrollando actualmente son a pequeña escala.

Y es que, aunque existen ya varias tecnologías comerciales de electrolisis -proceso por el cual se extrae el hidrógeno del agua-, hoy en día aún se está analizando la viabilidad económica de los proyectos, especialmente por el alto coste de producción del hidrógeno verde en comparación con otros tipos de hidrógeno, como por ejemplo el gris.

Otra gran ventana de oportunidad estaría en la localización de aerogeneradores off-shore. Latinoamérica está empezando a interesarse por la eólica marina, especialmente Brasil y Colombia, aunque el referente de Applus+ reconoció que el periodo de desarrollo de este tipo de proyectos es largo, entre 5 y 7 años, y por tanto aún es preciso esperar para ver resultados.

IWEX, una tecnología muy avanzada de inspección por ultrasonidos desarrollada íntegramente por Applus+ y basada en full matrix capture (FMC), permite localizar y dimensionar los defectos en soldaduras con una gran exactitud gracias a su resolución 3D, siendo aplicable tanto a proyectos eólicos terrestres (onshore) como marinos (offshore) y destacándose principalmente para el control de calidad de las soldaduras durante el proceso de fabricación de las torres eólicas, los jackets, las piezas de transición o los macro pilotes (monopiles).

“Esta tecnología permite aumentar la calidad final del producto y la vida útil del activo desde sus inicios. Contar con componentes que cumplen con los estándares de alta calidad es especialmente crítico en proyectos offshore, donde el entorno de operación, el mar, es más agresivo, y donde cualquier reparación resulta más costosa que en una instalación en tierra” observó Álvaro Velasco sobre IWEX.

Además de la tecnología antes mencionada, Applus+ tiene muchas otras soluciones avanzadas para la industria eólica, como el servicio de inspección de palas de las turbinas eólicas utilizando drones con vuelos autónomos y dotados de inteligencia artificial, que permiten realizar este tipo de intervenciones de forma muy precisa y segura.

Así mismo, cuenta con soluciones de inspecciones o asistencias remotas personalizadas para cada cliente y proyecto, muy útiles en instalaciones que se pueden desarrollar en zonas aisladas y cuya cadena de valor abarca diferentes países, como ocurre en muchos proyectos eólicos, donde la fabricación de ciertos componentes se puede realizar en terceros países, el preensamblaje, en los puertos de llegada y la instalación final en obra.

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En un escenario marcado por la transición hacia fuentes de energía más sostenibles, la industria renovable experimenta un crecimiento acelerado, generando una creciente demanda de profesionales especializados. 

En conversaciones con Energía Estratégica, Jorge Romero, Manager de LHH Recruitment Solutions para Colombia, Perú, Ecuador y Centroamérica, destaca la evolución de la formación profesional en este ámbito y la complejidad que enfrenta el sector para cubrir ciertos perfiles.

La formación profesional en energías renovables ha experimentado un crecimiento notable. Romero observa una maduración en la formación, especialmente en roles de Ingeniería, Procura y Construcción (EPC), donde los profesionales se consolidan y adquieren expertise. Tal es el nivel alcanzado por algunos expertos que, según Romero, resulta atractivo para empresas españolas trasladar profesionales colombianos.

A pesar de este avance, alerta que persisten dificultades para encontrar talento especializado, lo que provoca movimientos de personal en corto plazo y encarecimiento de perfiles, incluso manteniendo el mismo nivel de experiencia. 

“La escasez de especialistas es particularmente notoria en posiciones técnicas e ingenieriles, donde las tareas complejas requieren habilidades específicas en diseño de ingeniería, gestión de proyectos y conocimiento normativo”, revela.

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

De acuerdo al experto, tanto en Colombia como a nivel internacional, el aumento de solicitudes de empleo en energías sostenibles podría traducirse en una carencia de especialistas cualificados. 

“La competencia por profesionales idóneos se intensifica, planteando desafíos para las empresas en sus procesos de reclutamiento. En toda América Latina, la insuficiencia de talento especializado ha llevado a la reflexión sobre la importancia de programas de formación y desarrollo profesional para satisfacer las crecientes demandas del sector”, enfatiza.

Teniendo en cuenta que la industria renovable se encuentra en un momento crucial de expansión, la escasez de perfiles especializados podría convertirse en un obstáculo para su desarrollo sostenible. 

Para el especialista, la necesidad de fomentar la formación y el desarrollo profesional se presenta como una medida esencial para superar este desafío, no solo en Colombia sino en toda la región.

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No hay dudas del potencial que tiene Argentina para convertirse en un importante productor y exportador de hidrógeno verde debido a sus abundantes recursos renovables, capacidad tecnológica y mercado internacional en crecimiento.

Esos atributos se vieron reflejados en el mega evento Future Energy Summit (FES), realizado en Buenos Aires, Argentina, donde autoridades de la cartera energética, referentes de asociaciones, entidades financieras, desarrolladoras, epecistas y fabricantes internacionales líderes, debatieron sobre las oportunidades de inversión en el país.

Teniendo en cuenta el atractivo del país, Gerardo Manhard, COO & Director de DREICON, compañía dedicada a servicios de consultoría e ingeniería en materia energética y de infraestructura, habló de la necesidad de avanzar en el proyecto de ley por el cual se prevé actualizar la vieja Ley N° 26123 (promulgada en 2006) y establecer un régimen de economía del hidrógeno de bajas emisiones en Argentina. 

“Todavía falta para avanzar concretamente en el hidrógeno verde. Tuvimos una propuesta de ley donde había cuestiones que revisar, sobre todo, la componente nacional y la conexión a la red. Necesitamos componente nacional para poder instalar los aerogeneradores que son una de las bases de los proyectos de hidrógeno verde”, manifestó. 

Y agregó: “Si bien el secretario de energía (Eduardo Rodríguez Chirillo) habló en este evento sobre el hidrógeno, todavía no está claro si se volverá a tratar esa ley y de qué forma. Creemos que hay que sincronizarla con los compradores en Europa y con los países vecinos que serán potenciales vendedores. También deberá considerar que será difícil competir con los subsidios de Estados Unidos”.

En este sentido, Manhard aseguró que existe mucho interés por invertir en Argentina pero que se tratan de inversiones más a largo plazo porque se necesita conocer las reglas de juego a través de una ley que regule e incentive la actividad.

En efecto, reveló que vienen desarrollando hace tiempo un proyecto de hidrógeno verde cercano a un puerto en la Patagonia donde cuentan con un importante offtaker interesado en el amoniaco verde con destino a exportación. 

“Hay muchos partners de la industria que nos están contratando para proyectos de eficiencia energética. Tenemos relaciones y negociaciones para parques eólicos y electrolizadores. Solo nos hace falta tener definido el contexto normativo en Argentina para que estos proyectos puedan seguir adelante”, insistió.

Por otro lado, otra de las barreras planteadas por el especialista es la necesidad inminente de invertir en las redes de transmisión para poder dar luz verde a proyectos que ayuden a diversificar la matriz del país.

Fuerte presencia en el país

A pesar de los desafíos planteados, los recursos en Argentina hacen partícipes a Dreincon de numerosos proyectos de transición energética. Según Manhard, vislumbran la posibilidad de instalación de gran cantidad de potencia a nivel energía distribuida. 

Se trata de proyectos que no son muy grandes, pero muchas veces resultan atractivos para desarrolladores con demandas privadas.

También están trabajando en asesorar proyectos muy vinculados al biometano como la instalación de una planta de upgrading para inyectar ese gas renovable a la red. A su vez, destacó que muchas empresas los contratan para migrar su consumo de gas hacia fuentes renovables a través de la electrificación directa.

Paralelamente, reveló que fueron contratados para 3 proyectos eólicos en desarrollo que totalizan 190 MW y ya están iniciados. 

Tras comentar la cartera de proyectos a los que están asesorando, el ejecutivo concluyó: “Somos una empresa mediana y el rumbo hacia donde nos dirigimos es delineado por nuestros clientes motivados por descarbonizar sus procesos productivos. Esperamos poder seguir creciendo en Argentina hacia la transición energética”.

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Colombia, con su rico potencial en recursos naturales y su creciente interés en la sostenibilidad ambiental, se presenta como un escenario prometedor para el desarrollo de las energías limpias. En este contexto, Berkes – BWE, una empresa líder en el desarrollo de proyectos renovables a nivel internacional, ha expresado su confianza en el futuro de este mercado emergente.

En conversaciones con Energía Estratégica, Gonzalo Vivas Regueiro, Business Development Manager de la compañía, comparte su visión sobre el panorama actual y las perspectivas futuras de las energías renovables en Colombia.

“Teniendo en cuenta que el país tiene sus propios tiempos de desarrollo, tanto regulatorios como de implantación, desde Berkes – BWE vemos un muy buen futuro para las energías renovables en Colombia, siendo un mercado que actualmente está creciendo a buen ritmo”, señala.

Uno de los principales enfoques de la firma en Colombia es el desarrollo de proyectos de generación de energía a partir de biomasa. Según el ejecutivo, aunque estos presentan desafíos, como la disponibilidad de biomasa cercana a la planta, acceso a la red eléctrica y aprobaciones ambientales, la empresa considera que este tipo de tecnología tiene un potencial significativo en el mercado colombiano.

Y agrega: “Además de ser una fuente de energía renovable gestionable, la generación con biomasa también aporta beneficios económicos tangibles, incluyendo la creación de empleo en las comunidades locales”.

En efecto, en línea con su compromiso con el mercado colombiano, Berkes – BWE está construyendo una planta de generación de energía de 25MWe netos a partir de biomasa forestal, lo que representa un paso importante en su expansión en el país. Esta planta se suma a la primera planta de generación de 5MWe, también a partir de biomasa forestal, que la empresa ya tiene en operación en Colombia.

En cuanto a los planes a corto plazo, Vivas Regueiro explica que la compañía busca consolidar su presencia en los mercados en los que opera, tanto en la actividad de construcción llave en mano como en la atención a clientes.

La empresa tiene una presencia destacada en el mercado europeo, con oficinas en Dinamarca y España, pero también está comprometida con el crecimiento y desarrollo de mercados emergentes como Colombia e India.

“Al ampliar la cartera de clientes que estamos recibiendo tanto en el mercado europeo como en otras geografías de Latinoamérica e India, buscamos superar el crecimiento en la división obtenido en 2023 con holgura en los próximos 12 meses. Esto conlleva un gran desafío para la estructura de Berkes – BWE la cual actualmente se está trabajando con vistas a los próximos meses y años”, destaca.

Esta ambiciosa meta refleja el compromiso de la empresa con el avance continuo en el sector de las energías renovables y su confianza en el potencial de crecimiento en los mercados internacionales.

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Como parte de su participación activa en el mercado, la red de Mujeres de Energía Renovable en República Dominicana (MER-RD) fue partner estratégico del megaevento de Future Energy Summit Central America & the Caribbean.

En su representación, Michelle Abreu, miembro de la Junta Directiva de MER RD, formó parte del panel denominado “La apuesta renovable de República Dominicana: Visión de Actores Clave”, donde pudo compartir su análisis y novedades de la red que promueven.

En esta ocasión, comunicó que el plan estratégico que viene desarrollando MER RD se ha enfocado en 4 iniciativas que incluyen mentorías, pasantías, capacitaciones y networking. En detalle, precisó:

un programa de mentorías que permitió que el año pasado se complete el proceso de aprendizaje y apoyo a tres mujeres profesionales
un programa chicas solares a partir del cual 30 chicas de villas agrícolas fueron entrenadas en temas técnicos para la instalación de paneles y efectuaron una pasantía de dos meses
entrenamientos inhouse que consisten en membresías corporativas para empresas en temas de políticas de inclusión y género
impulsar la red de mujeres, como objetivo transversal para reclutar, visibilizar y conectar mujeres

Partiendo de estas iniciativas que está llevando a cabo MER RD, Michelle Abreu hizo un llamado a la acción para que todos los actores del mercado se comprometan en lograr una mayor equidad.

“Todos. Mujeres y hombres trabajemos en la inclusión, empoderemos para el liderazgo femenino, entrenemos para elevar el nivel de las capacidades e integrémoslas como líderes públicos y privados”, exhortó.

Y es que el panorama para continuar impulsando negocios sostenibles sería favorable para las energías renovables; por lo que, existe lugar en el mercado dominicano para crecer como profesionales del sector y habría aún más.

República Dominicana demostró avanzar a un paso acelerado en la incorporación de energías renovables en el último año. Un gran volumen de proyectos que ya se encuentran en construcción junto un récord de concesiones provisionales y definitivas otorgadas continúan atrayendo a inversionistas extranjeros.

“Los inversionistas quieren entender ese doing business en República Dominicana. Esa es la primera consulta que recibo en mi día a día dedicándome a asesorar desde un punto de vista legal al desarrollo de proyectos”, añadió Michelle Abreu, quien además se destaca como socia fundadora de SAV Advisors.

Según valoró la especialista, las respuestas de aquellos interesados son muy positivas al comprender la seguridad jurídica que brinda el país, los procesos de permisología y los incentivos fiscales a los que se puede aplicar, lo que continúa posicionando a República Dominicana como un destino muy atractivo para invertir en renovables.

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El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile realizó el acto de apertura de ofertas de la licitación pública internacional para adjudicar los derechos de construcción de obras de ampliación, relicitadas a través del Artículo N°157 del reglamento de los sistemas de transmisión y planificación de la misma. 

La convocatoria sólo recibió propuestas de un único oferente, CAM Chile, empresa del grupo ENGIE, que presentó tres ofertas técnicas para tres de las cinco obras a licitar en la convocatoria que lleva adelante el CEN. 

La compañía que ofrece servicios de ingeniería, instalación, operación y mantenimiento para empresas utilities de Latinoamérica puntualmente se postuló para todas las obras de infraestructura eléctrica del grupo N°2 de la licitación, que se enlistan a continuación:

Tendido segundo circuito línea 2×110 kV Agua Santa – Placilla 
Extensión de línea 1×66 kV Las Piñatas – San Jerónimo 
Nuevo transformador en subestación eléctrica La Calera

Dichos proyectos de transmisión en Chile tienen un valor de inversión referencial conjunto de  USD 3.715.871 y su plazo de construcción oscila entre los doce y veinticuatro meses. 

Es decir que el grupo N°1, integrado por el «aumento de Capacidad Línea 1×66 kV Monterrico – Cocharcas» y la «ampliación de Capacidad Línea 1×66 kV Charrúa – Chillán» quedó desierto a pesar que el llamado se publicó en octubre del 2023. 

Y no es un dato menor que no se haya dado ningún interés en tales obras ya que el grupo N°1 era el de mayor valor de inversión referencial de esta subasta gracias a los USD 7.286.567.

De todos modos, cabe aclarar que esta no es la primera convocatoria a la que CAM Chile se presenta, sino que, por ejemplo, a mediados del año pasado fue una de las entidades que más ofertó en la  convocatoria correspondiente a los decretos exentos N° 185/21 y N° 200/22. 

En aquel entonces para las subestaciones eléctricas Panguilemo, Casas Viejas, San Pablo, Leyda, Hospital, Las Cabras y Dalcahue; sumado a la labor en la S/E Chimbarongo y el seccionamiento de línea 1×66 kV San Fernando. 

Pero en este nuevo proceso, en caso que el Coordinador Eléctrico Nacional de Chile evalúe positivamente sus ofertas administrativas y técnicas, deberá esperar hasta el martes 18 de junio para que se haga el acto de apertura de los sobres económicos. Y de avanzar al siguiente paso, podría ver la adjudicación recién el jueves 27 de junio del corriente año. 

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La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil adjudicó a nueve grandes ganadores en la primera subasta de transmisión del 2024 para la construcción y mantenimiento de 6.464 kilómetros de nuevas líneas y 9.200 MVA de capacidad de transformación. 

Las empresas Eletronorte, EDP Energias do Brasil, FIP Development Fund Warehouse, EDP Trading, Brasiluz, COX Brasil y Energisa, y los consorcios de Paraná (formado por Mega Energy, Enermais, Interalli y AMG) y Olympus XVII (Alupar Investimento e Infra II Investment S.A) se repartieron los quinces lotes de la convocatoria. 

Mientras que la inversión prevista convierte a esta subasta en la segunda mayor de su tipo en la historia de ANEEL, ya que todos los lotes propuestos, seis esperan inversiones de más de R$ 18200 millones, y por tanto se ubica sólo por detrás de la segunda convocatoria del 2023 (R$ 19700 millones). 

El detalle de los ganadores

Eletronorte fue la que mayor cantidad de segmentos se quedó de la licitación de transmisión, ya que se adjudicó cuatro lotes (N°1, 3, 5 y 9), por lo que en total de 1995 kilómetros de líneas de transporte eléctrico entre los estados de Ceará, Piauí, Paraíba, Pernambuco, Alagoas, Bahía y Santa Catarina para ampliar el propio sistema eléctrico del país expandir los márgenes para conectar nuevos proyectos de generación y atender el crecimiento de demanda local.

Para el lote N°1 ofertó R$ 162.385.000 (descuento del 42,93% con relación al Ingreso Anual Permitido) y por ende construirá 538 km
El Lote N°3 se lo quedó por R$ 114.490.000 (descuento del 26,94%) y el mismo está compuesto por líneas de transmisión de 337 km 
Lote N°5 lo consiguió con una oferta valorada en R$ 302.000.000 (descuento del 31,14%) para realizar 1116 kilómetros de nuevas líneas. 
Lote N° 9 lo ganó a partir de los R$ 11.637.539 (descuento del 59,39%) y consta de una subestación de 300 MVA de potencia y una LT de 4 km, ubicada en el estado de Santa Catarina.

EDP Energias do Brasil vio resultados positivos en los segmentos N° 2 y N° 13 que suman 998 kilómetros de infraestructura eléctrica en las entidades federativas de Piauí, Maranhão y Tocantins.

El primero de ellos lo obtuvo con una propuesta de R$ 135.000.000 (45,97% por debajo del RAP previsto por ANEEL); mientras que para el segundo mencionado hizo lo propio con una oferta de R$ 102.404.097 representando un descuento del 36,21% con relación al Ingreso Anual Permitido. 

FIP Development Fund Warehouse fue la segunda entidad con más secciones asignadas (N°4, 6 y 14) y es por ello que deberá construir y mantener 2028 kilómetros de nuevas líneas de transporte eléctrico en Brasil para atender la expectativa de contratación de altos volúmenes de energía proveniente de proyectos de generación renovable

El Lote N° 4 consta de 411 kilómetros en Rio Grande do Norte, Paraíba, Pernambuco y Alagoas, y la empresa fue adjudicada con una oferta de R$ 111.720.254; en tanto que la sexta sección la valoró en R$ 284.388.879 (descuento del 49,60%) y abarca una longitud de 951 km en Bahía y Minas Gerais; mientras que el segmento N°14 consiste en una LT de 636 km y fue ofertado en R$ 162.920.000,00.

El resto de los lotes se repartieron individualmente de la siguiente manera: 

Lote N° 7 (de 390 km de obras) fue para EDP Trading Comercialização e Serviços de Energia por R$ 51.057.800 (descuento del 41,05% con relación al Ingreso Anual Permitido)
Lote N° 8 se lo quedó Brasiluz a R$ 16.050.000 (43,27% por debajo del RAP) y por ello construirá una subestación, con 1.500 MVA de potencia, en el estado de Río de Janeiro
Lote N° 10 para COX a R$ 29.290.000 para el avance de 104 kilómetros de líneas de transmisión en São Paulo. 
Lote N° 11 lo obtuvo el Consorcio de Paraná a un valor de R$ 20.400.000 y construirá 75 km de redes en Mato Grosso do Sul. 
Lote N° 12 se lo adjudicó Energisa después de una subasta a viva voz y a un precio de R$ 112.500.000. Dicho segmento está compuesto por líneas de transmisión con una longitud de 394 kilómetros en los estados de Maranhão y Piauí. 
Lote N°15, el último de la convocatoria, fue asignado al Consorcio Olympus XVII por R$ 154.400.000, y se basa en líneas de transmisión por aproximadamente 509 km en Minas Gerais para atender los futuros proyectos eólicos y solares en el estado.

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Huawei, proveedor líder mundial de productos y soluciones fotovoltaicas inteligentes con más de 30 años de experiencia, analizó las perspectivas para los proyectos renovables de gran escala, el almacenamiento y la generación distribuida durante el mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina.

Franco Lomello, smart PV & BESS solution & service manager de Huawei, planteó que se abre el abanico para desarrollar proyectos de baja y mediana escala que estén conectados en distribución ante la magra capacidad de transporte disponible en las redes de alta tensión. 

“En la utility scale hay un cuello de botella muy grande en la transmisión por más prioridad de despacho que muchos parques tengan asignada en MATER o RenovAr, sufren curtailment porque las líneas no dan a vasto”, inició.

“Por ello es una oportunidad para migrar a proyectos más pequeños de 3/5/10/20 MW conectados directamente en las redes de distribución. Y si se desarrolla, puede ser muy ventajoso y la tecnología acompañará”, subrayó. 

Es decir que podría ser similar al modelo de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) que se implementa en Chile, donde el límite es 9 MW de potencia por proyecto, y que en el acumulado el país ya lleva 2.941 MW instalados (2397 MW fotovoltaicos, 166 MW mini hidroeléctricos, 53 MW eólicos, 26 MW biogás, 13 MW biomasa y el resto petróleo – diésel). 

Mientras que del lado de la generación distribuida, Lomello apuntó que no resulta menor que Argentina no cuente con bandas horarias en las tarifas energéticas para los usuarios residenciales y que el país podría mirar a los países vecinos que sí cuentan con esa diferenciación . 

“Eso vendría aparejado con un cambio de tecnología por el cambio de todos los medidores, así que llevará mucho tiempo”, aclaró el smart PV & BESS solution & service manager de Huawei durante el quinto panel de debate de la cumbre FES Argentina. 

Próximos pasos de Huawei
La compañía de origen chino tiene una fuerte presencia en Argentina, a tal punto que ocupa cerca del 85% del market share de inversores en proyectos de gran escala conectados a la red y espera seguir expandiéndose en el país. 

“Tenemos contratos firmados del orden de 1600 MW y sabemos que sobre fin del 2024 estaremos en esa potencia instalada. De acá a dos años se puede duplicar esa capacidad en la que participamos”, afirmó Lomello. 

Pero además, desde Huawei apuntan a todos los segmentos de almacenamiento de energía y también trabajan en la minería, en utilizar las baterías como formadoras de red de manera tal de prescindir de combustibles fósiles o utilizar generación diésel sólo como backup. 

“La batería tiene muchas ventajas y desde el Estado o CAMMESA se debería fomentar, mirando a Chile cómo se pagan los servicios complementarios y no pensar en la batería sólo como un lugar donde se almacena energía y se despacha más tarde, sino que es mucho más”, manifestó. 

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La Superintendencia de Electricidad (SIE) se posiciona como un actor clave en la regulación y promoción de las energías renovables en República Dominicana. En palabras de Aura Caraballo, miembro del Consejo Directivo de la SIE, la entidad se encuentra enfocada en el desarrollo de normativas que impulsen la adopción de energías limpias y la transición hacia sistemas energéticos más sostenibles.

«En la normativa regulatoria, en el último año, estamos muy enfocados en la parte de renovables, sobre todo para darle la importancia que tiene renovables en el sistema», destacó Caraballo durante su participación en la Conversación de Alto Nivel Sector Público: Las Energías Renovables y los Objetivos de Descarbonización Regional, en el marco del evento Future Energy Summit Central America & the Caribbean.

Este enfoque se traduce en la elaboración de un reglamento específico para el sistema de almacenamiento de energía, el cual ya se encuentra en proceso de estudio y socialización con los actores pertinentes. Asimismo, la SIE trabaja en la regulación de la potencia firme, aspecto fundamental para garantizar la integración efectiva de las energías renovables en un sistema eléctrico diversificado, otorgándoles la relevancia que merecen en la matriz local.

Ahora bien, la visión de la SIE va más allá de la simple implementación de medidas regulatorias. Caraballo enfatizó la importancia de establecer un ecosistema de gobernanza fuerte, que permita trabajar de manera coordinada entre el sector público y privado. En este sentido, aseguró que la actual administración de gobierno está desarrollando políticas públicas que fomenten la inversión tanto pública como privada en proyectos de energías renovables, así como la generación de acuerdos estratégicos con inversionistas para impulsar el desarrollo de infraestructura energética sostenible.

Durante la conversación de alto nivel de FES, la referente de la SIE también abordó el papel crucial del almacenamiento de energía en la transición hacia un modelo energético más limpio. Caraballo señaló que, según la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL), se espera que para el año 2050, el 67% de la matriz energética regional provenga de fuentes renovables. En este contexto, el almacenamiento de energía desempeña un papel fundamental para garantizar la estabilidad y fiabilidad del suministro eléctrico, así como para aprovechar de manera eficiente la energía generada por fuentes intermitentes como la solar y la eólica.

Así mismo, apuntó a que la CEPAL sostiene que el transporte tiene el 40% de consumo en la región y que la isla dominicana no es ajena a esto, por lo que revisar regulación sobre electromovilidad es otro de los ejes importantísimos para atender en estos tiempos para asegurar la descarbonización de la economía local y regional. Concluyendo, señaló que la identificación de oportunidades tanto en el transporte e industria, sectores que representan gran parte del consumo energético, permite orientar los esfuerzos hacia una transición energética integral que abarque todos los aspectos relevantes para la descarbonización.

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En Ecuador, el total de emisiones de CO₂ cada año bordea los 40 millones de toneladas. De esa cifra, el cemento representa menos del 7 %, un valor inferior al promedio mundial en el sector. Desde hace más de 20 años, Ecuador ha realizado un trabajo sostenido con el objetivo de reducir las emisiones de carbono, en alineación con los acuerdos internacionales como el de Río de Janeiro.

La industria del cemento es esencial para el crecimiento de los países. La brecha de consumo per cápita entre países desarrollados y en vías de desarrollo destaca la necesidad de un progreso bajo en carbono: en nuestro país, el consumo estimado de cemento por habitante es de 360 kg cada año, en línea con la media latinoamericana, pero muy por debajo del promedio mundial (500 kg).

El reflejo de las cifras de consumo es, además, palpable en cuanto a calidad de infraestructura (edificios, redes viales, etc), y esta brecha es una de las características esenciales que diferencian a los países de Primer y Tercer mundo.

En ese contexto, se ha trabajado la “Hoja de Ruta Ecuador-FICEM: Hacia una economía baja en carbono”, un documento que marca el rumbo a la descarbonización total de la industria cementera hasta 2050. Esta Hoja de Ruta ya se implementa en el 80 % de países de Latinoamérica, y Ecuador es parte de esta iniciativa, que tiene como objetivo prioritario lograr, hasta 2030, que cada tonelada de cemento no tenga emisiones de CO₂ mayores a los 520 kg.

La implementación de la “Hoja de Ruta Ecuador-FICEM: Hacia una economía baja en carbono”, ocurre en un contexto marcado por el positivismo: en Ecuador, los porcentajes de clínker están 10 puntos debajo de la media mundial, por ejemplo, y el 14 % de la energía térmica que se usa en los hornos viene de fuentes sostenibles; en consecuencia, el país tiene casi un 9 % menos que el promedio mundial de emisiones en la industria de cemento.

El lanzamiento oficial de la “Hoja de Ruta Ecuador-FICEM: Hacia una economía baja en carbono”, iniciativa de INECYC con el respaldo de FICEM y de las empresas del sector, se llevó a cabo el jueves 21 de marzo de 2024, a las 08h30 en el Swissötel Quito, y contó con la participación de autoridades ministeriales, representantes de la academia y otros actores de cooperación público-privada.

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En el mega evento Future Energy Summit (FES), realizado en Argentina, más de 500 líderes y referentes del sector de las energías renovables del país y la región coincidieron en que el 2024 es un año marcado por el impulso hacia la transición energética y el crecimiento de las energías renovables en el país.

Uno de ellos fue Ignacio Agustín Dapena, Smart PV Business Director de Huawei Argentina, líder mundial en soluciones solares, quien compartió su deseo de alcanzar un hito significativo en la región argentina, durante el panel “Perspectivas del mercado fotovoltaico: nuevas tecnologías para nuevos desarrollos”.

“Con una presencia consolidada en Argentina desde 2001, la compañía representa el 67% de la potencia instalada en inversores en proyectos de energía solar en el país, y tiene como meta finalizar el año superando el 80%”, afirmó. 

Este ambicioso objetivo refleja la confianza de Huawei en el país y su compromiso con el desarrollo de piezas para el sector de energías renovables.

En este sentido, Dapena destacó el enorme potencial de Argentina para el crecimiento en la industria de las energías renovables, especialmente con la implementación del MATER (Mercado a Término de Energías Renovables). 

“Cuando las reglas sean claras y las regulaciones estén acorde a lo que el mercado requiere para poder hacer este tipo de inversiones, esperamos que el país despegue. Sin dudas el MATER es un mecanismo que desarrollará nuevas oportunidades. Argentina está bastante comprometida en convertirse en net cero en el futuro. Las energías renovables vinieron para quedarse y seguir creciendo en la región”, argumentó.

En cuanto a los proyectos y soluciones en los que Huawei está trabajando, Dapena mencionó su fuerte en el sector de generación distribuida, donde la compañía ha experimentado un crecimiento notorio en el mercado argentino. 

Y explicó:“La generación distribuida se presenta como una solución viable para abordar los desafíos en la red eléctrica y la quita de subsidios en el país, tanto a nivel industrial y comercial como residencial. Vemos un potencial muy grande: en los últimos años se han certificado un gran número de nuevos instaladores creando una industria fuerte y más empleos”. 

Además, reveló que Huawei está involucrado en proyectos de utility scale, con 1.6 GW en distintos proyectos del MATER, así como en soluciones de almacenamiento de energía y cargadores eléctricos.

“Nuestra línea de portafolio está muy activa. La potencia instalada nos permitió entender muchas necesidades de infraestructura de redes. Sin dudas, las soluciones de almacenamiento que hoy tenemos como el gid forming pueden resolver varios problemas de inestabilidad en la red y curtailment.  También estamos trabajando muy fuerte con cargadores eléctricos tanto en Argentina como en el resto de la región”, afirmó.

A pesar de sus expectativas de crecimiento en el país, Dapena subrayó la importancia de tener reglas claras y un entorno regulatorio estable para seguir avanzando en Argentina. 

“Los desafíos macroeconómicos y las trabas en los pagos han afectado a las empresas locales dispuestas a invertir en el sector de las energías renovables. Es fundamental que el gobierno comprenda la necesidad de eliminar estas barreras para fomentar el crecimiento y mejorar el acceso al financiamiento en el sector”, aseguró.

No obstante, aclaró que Huawei se muestra optimista sobre el futuro de las energías renovables en Argentina y confía en que el nuevo gobierno podrá superar estos retos para aprovechar el interés que existe por invertir en Argentina.

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En el marco del Future Energy Summit Central America & the Caribbean, Álvaro Vergara, vocal de la Asociación Para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER), destacó la necesidad de una transición energética sostenible en República Dominicana, abogando por mantener el esquema actual para garantizar inversiones en energías renovables continuas y a largo plazo.

“Con una demanda que se duplica en siete años, se tiene que tener una visión de mantener un programa de inversiones en energías renovables que continúe a través del tiempo. Para ello, lo ideal es mantener un esquema que está dando muy buenos resultados en este momento”, consideró.

La situación energética de República Dominicana demanda una transición acelerada hacia fuentes renovables debido a la falta de recursos petroleros y hídricos significativos. En este contexto, el vocal de ASOFER subrayó la necesidad de mantener un flujo constante de inversiones en proyectos de gran escala por sobre licitaciones eventuales.

“Es fundamental que haya un nivel de inversión continuo, no un pico de muchos proyectos que por suerte hay en este momento, que lo aplaudimos, sino inversiones todos los años en 20 o 30 nuevos proyectos de gran escala y que sea un programa sostenible en el tiempo que permita que República Dominicana tenga un cambio en su matriz de generación”, propuso Vergara.

Por otro lado, el representante de ASOFER enfatizó que así como en gran escala, el enfoque actual en la generación distribuida ha demostrado ser prometedor, con un crecimiento interesante en este ámbito, señalando que la generación distribuida no solo contribuye a la democratización de la energía, sino que también mejora la competitividad del país y evita costosos sobrecostos en el mercado spot. Sin embargo, observó que este segmento sí merecería algunos ajustes:

“Desde ASOFER estamos muy a favor de que la generación distribuida siga siendo promovida. Está dando resultados. Pero vemos necesario que se simplifiquen los tramites con las distribuidoras para que no haya discrecionalidad en las autorizaciones que se requieren, así como que se trabaje en modificaciones como el límite del 15% de los circuitos que está establecido, para que pueda continuar creciendo la generación distribuida en el país”.

“En ese sentido, una de nuestras propuestas es que dentro del plan energético nacional haya una meta de generación distribuida específica y que la política pública fomente la GD en cuanto es la democratización de la generación de energía y va a contribuir a la competitividad del país”.

Las condiciones para continuar impulsando inversiones renovables en República Dominicana estarían dadas. De acuerdo con Vergara, la gestión actual demuestra la transparencia y la claridad en las reglas del juego necesarias para generar el atractivo.

«En general, lo que vemos es un manejo que está fomentando un crecimiento significativo en la inversión y un interés de todos los participantes del mercado y de la región por estar en República Dominicana porque hay una visión de futuro y se entiende que se van a seguir respetando las reglas del juego», expresó Álvaro Vergara, vocal de la Asociación Para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER).

Y concluyó durante su participación en el panel de FES denominado El Panorama del sector renovable en Centroamérica: PPAs, licitaciones y nuevos proyectos: “Desde ASOFER, promovemos que se mantenga el esquema actual, que se simplifiquen los trámites y que se mantengan los incentivos a la energía renovable”.

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El problema con el fenómeno de El Niño que afronta Colombia, 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.

Como ya había anticipado Energía Estratégica, el órgano regulador tomó medidas transitorias en el precio de la bolsa por las cuales se están analizando los comentarios.

Además, se publicaron los resultados de la Subasta de Cargo por Confiabilidad para el 2027/2028, donde se asignaron 33 plantas de generación, lo que representa una inclusión al sistema de 4.489 MW nuevos, de los cuales 4.441 MW son solares y 48 MW térmicos con tecnología de biomasa, biogás y repotenciación de una central existente.

Si bien especialistas consideran positivas las últimas medidas adoptadas por el gobierno, aseguran no ser suficientes para alcanzar las metas propuestas por la administración actual en 2026.

En conversaciones con este medio, German Corredor Avella, Consultor senior de PHC y profesor Universidad Nacional, analiza las últimas medidas y sugiere nuevas acciones indispensables para la entrada de nuevos proyectos renovables en el país.

¿Qué te pareció la subasta por cargo de confiabilidad?  ¿Consideras que los proyectos adjudicados son los suficientes para hacer frente a la demanda futura?

Por primera vez, la subasta por cargo de confiabilidad este año estuvo centrada en plantas renovables, fundamentalmente solares. Esto es porque otras tecnologías como la eólica están experimentando desafíos derivados a los problemas de interconexión en La Guajira y problemas en consultas previas que ojalá se superen pronto. También se redujo la participación de hidroeléctricas por complicaciones de financiación y porque el plazo que se necesita para entrar en operación es muy corto. Entonces no había muchos proyectos disponibles para ofertar más que los solares. 

Esto es positivo en la medida que todavía hay mucho interés en inyectar energía renovable y es una ventana de oportunidad para este tipo de proyectos. Eso no quiere decir que no se puedan hacer nuevas subastas donde participen otras tecnologías. Para eso el periodo de prueba de los proyectos podría ser más largo dándole más posibilidades a otras fuentes de energía.

En términos de energía media podríamos decir que estamos cubiertos con la cantidad de proyectos adjudicados para hacer frente a la demanda del 2026 y 2027. Podría haber sido interesante adjudicar más pero a grandes rasgos lo adjudicado es razonable.

¿Qué opina de las medidas transitorias de la CREG para afrontar El Niño?¿Esta situación está teniendo algún impacto sobre el mercado de renovables?

 La única que está en firme y que funcionó fue la de impulsar la contratación para las empresas comercializadoras de tal manera que reduzca su exposición a la bolsa al mercado de corto plazo. Eso se logró con muy buena aceptación. Hubo bastantes contratos y el cubrimiento en este momento de las comercializadoras es bastante bueno con lo cual los precios altos que pueda haber en la bolsa no van a impactar de manera muy fuerte a los usuarios. Eso es importante.

Por otro lado, se había propuesto otra medida de ponerle techo al precio de bolsa aunque esa iniciativa no se aprobó de manera definitiva. No obstante, el solo hecho de anunciarla sirvió para que el mercado reaccionara. Los precios en bolsa si bien se presentaron altos no han sido tan exagerados como ocurrió en septiembre y octubre.

 ¿Hay posibilidades de alcanzar la meta del gobierno de las 6 GW?

Me parece muy difícil. Para eso se necesita que la mayor parte de los proyectos eólicos se destraben o que al menos entren en construcción al final del periodo. Si han entrado un número importante de proyectos solares pero veo muy difícil que se llegue a los 6 GW construidos. 

Se podría llegar a un número importante de MW contratados si se retomaran las subastas de largo plazo, pero el gobierno no se ha mostrado con intenciones de hacerlo. Esa sería una medida que daría la posibilidad de aumentar de una forma más acelerada la entrada de proyectos renovables porque sería a través de contratos de largo aliento lo cual les facilita muchísimo la  financiación. 

Si bien existen proyectos en marcha y la misma subasta de confiabilidad adjudicó muchos nuevos, hay que ver si estos logran cierres financieros y pueden construirse. Aunque hay garantías de cumplimiento, proyectos de buen tamaño como de 100 o 200 MW requieren una contratación de largo plazo para su financiamiento y el mercado no está brindando esa dinámica. Ese es un obstáculo a superar.

¿Qué medidas debería tomar el gobierno para hacer frente a la gran demanda de energía?

La demanda de energía en esta época tiende a crecer por el Fenómeno de El Niño ya que por las altas temperaturas, se utiliza mayor refrigeración. En la medida que finalice el fenómeno en abril y las condiciones del clima cambien, es posible que la demanda vuelva a crecimientos más moderados. 

De todas formas, hay que estar permanentemente monitoreando y observando esa demanda para llegar con los proyectos suficientes. La CREG y la UPME tienen la misión de estar atentos para tomar medidas.

Las medidas que se pueden tomar son volver a lanzar subastas de largo plazo y facilitar los licenciamientos ambientales para que los proyectos entren más rápido.

 También podría ayudar el lanzamiento de campañas de uso racional de energía más ambicioso que aplane las curvas de demanda. Son iniciativas que se pueden adoptar en momentos de alerta y que ayudarán en el futuro.

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El mega evento Future Energy Summit (FES) Argentina reunió a más de 500 referentes y más de 50 empresas, asociaciones y diversas entidades del sector de las energías renovables del país y Latinoamérica. 

Juan Carlos Cacciavillani, director de Tecnología de IMPSA, fue una de las grandes personalidades que expuso durante la cumbre realizada en Buenos Aires, puntualmente en el panel de debate denominado “Perspectivas de las energías renovables: Utility Scale, almacenamiento y la generación distribuida”. 

La empresa que ofrece soluciones integrales para la generación de energía a partir de recursos renovables dio a conocer sus próximos pasos en el mercado argentino y cómo vislumbra el rol de las distintas tecnologías en el futuro del sector. 

“Estamos desarrollando parques solares por 55 MW en la modalidad full EPC y tenemos contratos de 80 MW adicionales en etapa de ingeniería a desarrollar durante 2024 (…) Sumado a que recientemente incorporamos la producción de hidrógeno a nuestro portafolio”, afirmó Cacciavillani. 

A pesar de esos avances, el especialista remarcó que existen una serie de barreras por afrontar, como por ejemplo la falta de inversión en el sistema de transmisión o la falta infraestructura capaz de aportar seguridad a la red. 

“En la medida que se incrementen las tecnologías de generación renovable en el mercado eléctrico, producirá problemas de inestabilidad y de ineficiencia, sobre todo cuando se produzcan vertimientos por falta de generación cuando la oferta supere a la demanda sin sistemas de almacenamiento adecuados”, apuntó. 

“Por ello debería impulsarse la implementación de sistemas de almacenamiento, por baterías, o mismo mediante las hidroeléctricas de bombeo, teniendo en cuenta remuneraciones que puedan considerar el aporte positivo que esos activos hacen en la estabilización del sistema como en el storage”, subrayó el director de Tecnología de IMPSA. 

Y cabe recordar que IMPSA ya cuenta con productos para todas las hidroeléctricas, pero particularmente las de bombeo poseen un diseño aprobado desde hace décadas, como también experiencia en dos grandes proyectos (370 MW y 400 MW respectivamente). 

“Además de ello, queremos trabajar en el futuro, ya sea en la rehabilitación de centrales o construcción de nuevas, y así tener una visión de coparticipación entre varias tecnologías de producción y almacenamiento que deberán interactuar en cada país en los próximos años”, destacó Cacciavillani en FES Argentina. 

Señales para vectores energéticos del futuro

Hace aproximadamente 3 años que IMPSA decidió incursionar en el hidrógeno, con el foco puesto en el dimensionamiento de la tecnología que integran la cadena, a fin de prepararse para ofrecer un valor agregado a esas plantas de H2, a la par de adaptar los componentes a la realidad de Argentina. 

Pero a su vez, la compañía también trabaja con otras entidades para tener sus primeros proyectos comerciales y experimentales del mercado de hidrógeno verde del país. 

“Trabajamos con Energía Provincial Sociedad del Estado (EPSE) de San Juan en el desarrollo de una planta de H2 en su predio, donde tienen la fábrica de paneles solares. Mientras que con YPF Tecnología (Y-TEC) en el avance de una pequeña central experimental para probar un electrolizador”, reconoció el directivo de IMPSA. 

“La expectativa es trabajar activamente cuando el hidrógeno pueda promocionarse y utilizarse en el país”, concluyó su participación en FES Argentina ante un vasto público integrado por referentes del sector renovable de la región. 

La entrada IMPSA se enfoca en hidroeléctricas de bombeo como respuesta a inestabilidades en redes argentinas se publicó primero en Energía Estratégica.

Desde 2023 y hasta la fecha, la Comisión Asesora de Coordinación y Seguimiento de la Situación Energética (CACSSE), integrada por el Ministerio de Minas y Energía, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), XM, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), el Consejo Nacional de Operación (CNO) Eléctrico y Gas, Ecopetrol, TGI e ISA, y la cual tiene como invitados al IDEAM, la Superservicios, el DNP y el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, ha realizado 19 sesiones —ordinarias y extraordinarias, previendo y anticipando la respuesta al Fenómeno de El Niño.

La CACSSE ha definido múltiples acciones de articulación entre la institucionalidad gubernamental y sectorial, con miras a afrontar los impactos de este fenómeno y mitigar el riesgo de interrupción del suministro de energía, centradas en seis frentes:

o Gestión, logística y mantenimiento del Sistema Interconectado Nacional.

o Gestión y logística para el suministro de gas, carbón y líquidos.

o Seguimiento al comportamiento de los recursos hídrico, térmico, solar y eólico.

o Campañas de comunicación sobre el uso eficiente de energía.

o Revisión y ajuste de aspectos normativos y regulatorios para garantizar la viabilidad de las acciones.

o Seguimiento a las variables operativas y a la nueva infraestructura del Sistema de Transmisión Nacional.

Con base en la información entregada por XM, a la fecha los embalses se encuentran con reservas del 34,44 %; es decir, estamos 5,6 puntos por encima de la senda de referencia dada por la CREG; sin embargo, la demanda de energía ha aumentado en un 1,7 % en comparación con el mes inmediatamente anterior y, en un 8,24 %, respecto al mes de marzo de 2023; esto, debido principalmente a un incremento de la demanda de los usuarios residenciales y las pequeñas empresas.

Bajo estas condiciones, la demanda de energía de los colombianos está siendo atendida con seguridad y confiabilidad y se estima que esta condición continuará durante los próximos meses, incluso en un escenario de aportes hídricos deficitarios, sin considerar la ocurrencia de eventos de baja probabilidad y gran impacto.

En este sentido, la CACSSE continúa la coordinación constante con los agentes para asegurar la disponibilidad de los recursos y adelantar las acciones necesarias para asegurar el suministro en lo que resta del 2024.

Es fundamental seguir contando con el compromiso de las y los colombianos con hacer un uso racional de la energía, no solo para enfrentar los desafíos inmediatos que impone el fenómeno de El Niño, sino también para construir un futuro sostenible.

Desde la CACSSE, ratificamos las medidas a implementar en diferentes segmentos de los usuarios finales:

– Para usuarios residenciales, industriales y comerciales, especialmente en la zona Caribe, hacemos un llamado especial a ajustar la temperatura de los aires acondicionados a las condiciones de confort (entre 22° C a 24° C), y a garantizar que las puertas y ventanas se mantengan cerradas para evitar flujos de aire caliente. Esta sencilla pero contundente acción puede llevar a reducir los consumos de energía del equipo en aproximadamente un 30 %, con los correspondientes impactos en la disminución de las facturas.

– Si en los últimos tres meses no ha realizado un mantenimiento preventivo en los aires acondicionados de expansión directa, tanto en las unidades de condensación exteriores y la unidad de ventilación interior (limpieza de filtros, fan coils, verificación de presión del refrigerante, etc.), se recomienda hacerlo inmediatamente. Esto incrementaría significativamente la eficiencia de operación del sistema.

– Si cuenta con ventanas orientadas al este u oeste, se recomienda usar cortinas o blackouts durante las horas del día en la que reciben incidencia directa de los rayos del sol (este en la mañana, oeste en la tarde). Esto permite reducir las ganancias de temperatura al interior de la residencia, que después requieren del uso de ventiladores o aires acondicionados para reducir la temperatura.

– Cuando se abandone un cuarto, se recomienda apagar todos los electrodomésticos que quedan en el recinto sin atender a nadie (por ejemplo, televisores, equipos de sonido, ventiladores, etc.).

– Sustituir las bombillas ineficientes por bombillas LED de 8W, empezando por las que permanecen más tiempo encendidas. Esto puede llevar a ahorros de hasta el 60 %.

– Utilizar equipos de refrigeración eficientes, que operen en lugares frescos y ventilados, y que mantengan las empaquetaduras de las puertas en buen estado; esto puede representar ahorros cercanos al 34 %.

Es muy importante seguir contando con la mayor parte de los recursos energéticos del país, así como con excedentes de otros sectores de la industria.

Hacemos también un llamado para seguir adoptando prácticas racionales y eficientes en el uso de la energía, ya que, ahorrar hoy, evita el uso intensivo de plantas térmicas que producen gases de efecto invernadero y ahorra agua de los embalses para la generación constante con hidroelectricidad.

Juntos podemos marcar la diferencia y construir un mundo donde la energía sea utilizada de manera responsable y equitativa para las generaciones presentes y futuras. La CACSSE reafirma su compromiso con el monitoreo y la coordinación para garantizar la atención de la demanda energética del país.

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Iberdrola, a través de su filial brasileña NeoEnergia, y el gobierno de Río de Janeiro firmaron un memorando de entendimiento (MoU) para el desarrollo de estudios que fomenten la futura ejecución de operaciones offshore proyectos de generación de energía eólica en la costa de Río de Janeiro.

La firma tuvo lugar durante la Cumbre Eólica Marina de Brasil 2024, que tendrá lugar hasta mañana (27), en Río de Janeiro. Esta es ya la cuarta firma de memorando de entendimiento realizada por Neoenergia para el desarrollo de la generación eólica marina en el país. La compañía también está realizando estudios para promover y evaluar la viabilidad de la energía eólica marina en otros estados como Rio Grande do Sul y Ceará.

«Neoenergia tiene el legado de ser pionera en el desarrollo de la generación de energía eólica terrestre en el país. Es importante que Brasil se prepare y se posicione para esta nueva fuente limpia y renovable, que será a mediano y largo plazo», afirmaron desde la compañía.

Según Laura Porto, para el crecimiento de este nuevo mercado, es necesario definir un marco regulatorio capaz de brindar seguridad legal y regulatoria, así como garantizar la asignación más asertiva de las inversiones», director ejecutivo de Energías Renovables de Neoenergia. afirmou Laura Porto, para el crecimiento de este nuevo mercado, es necesario definir un marco regulatorio capaz de brindar seguridad legal y regulatoria, así como garantizar la asignación más asertiva de las inversiones», director ejecutivo de Energías Renovables de Neoenergia. —-Sep—-El ejecutivo asistió a la inauguración del evento este martes.

Además de Laura Porto, la ceremonia de firma contó con la presencia de El director de Hidráulica y Offshore de Neoenergia, Marcelo Lopes; y el secretario interino de Energía y Economía Marina del estado de Río de Janeiro, Felipe Peixoto.

«Estamos contribuyendo a la promoción del sector de energía limpia en el país con asociaciones destinadas a promover nuevas tecnologías para ofrecer soluciones innovadoras. Estamos comprometidos a fomentar los estudios para el desarrollo de la generación eólica marina en el país, lo que, en el futuro, puede ampliar la competitividad de la fuente, con una ganancia en escala y desarrollo tecnológico», agregó Marcelo Lopes.

«Con el MoU, Río de Janeiro tendrá la oportunidad de acceder a información sobre estudios preliminares sobre las características de la región. Creemos que la asociación con Neoenergia, que es pionera en la generación eólica terrestre en el país, será de gran valor para que el estado promueva la energía eólica marina en el futuro», concluyó el secretario interino Felipe Peixoto.

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