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Future Energy Summit (FES) Argentina está cada vez más cerca. El próximo lunes 11 de marzo más 400 ejecutivos, inversionistas, líderes y altos cargos del sector energético de la región se reunirán en el Hotel Emperador de Buenos Aires para debatir sobre las oportunidades y nuevos negocios e inversiones sostenibles en el camino de la transición energética regional. 

El panel N° 6 de la jornada ya está confirmado y referentes de DREICON, TotalEnergies, ABO Wind y CWP Global conversarán sobre el desarrollo de grandes proyectos y el futuro de la energía eólica, la fotovoltaica y el hidrógeno. 

DREICON,  firma integral de consultoría e ingeniería que ayuda a organizaciones públicas y privadas con la transición hacia fuentes más sostenibles, participará con la presencia de Gerardo Manhard, chief operating officer y director de la compañía. 

Desde su fundación en 2016, DREICON ha ofrecido un enfoque integral para ayudar a las empresas a adoptar prácticas más sostenibles y ya brindó servicios para más de 15 proyectos renovables, de H2V y de infraestructura eléctrica. 

TotalEnergies, multinacional francesa del sector petroquímico y energético, también formará parte del panel. Martín Parodi, managing director REN de la empresa, representará a la firma que persigue el crecimiento rentable en la industria de las renovables, a tal punto que busca ser netos en emisiones en el 2050 y cero emisiones de metano en el 2050 y alcanzar los 100 GW instalados a nivel mundial al 2030. 

Hoy en día, TotalEnergies cuenta con cuatro centrales renovables en el país: una planta solar de 30 MWp (Caldenes del Oeste), tres proyectos eólicos de 100, 98 y 50,4 MW respectivamente (Mario Cebreiro, Vientos Los Hércules y Malaspina), una planta solar de 14 MWp (Amanecer, actualmente en construcción) y otros proyectos en desarrollo, incluyendo hidrógeno.

Pero a ello se debe añadir que, durante el mega evento de FES República Dominicana 2023, la compañía dio a conocer que tiene 1,1 GW de proyectos renovables en operación y construcción desde México hasta la Patagonia y cerca de 4 GW en prospección del pipeline en varios países de la región.

ABO Wind, desarrolladora y constructora de proyectos eólicos, solares, de baterías e hidrógeno a lo largo de todo el mundo, no se perderá la cumbre de Future Energy Summit en Argentina y business development manager, Mariano Panelli, será panelista en el sexto debate de la jornada. 

La firma de origen alemán posee presencia en Argentina desde hace varios años y ya desarrolló más de 10 proyectos renovables que suman cerca de 1750 MW de capacidad. Incluso, el año pasado reconocieron que tenían un pipeline de aproximadamente 6 GW eólicos y solares, y otros 4 GW en emprendimientos de hidrógeno verde.

Mientras que CWP Global, innovadora en el desarrollo de renovables y soluciones energéticas sostenibles, aportará su mirada en la cumbre del 11 de marzo mediante su director de Relaciones Institucionales, Carlos Seijo. 

La firma ya llevó adelante 2 GW a nivel mundial, cuenta con más 6 GW renovables on grid en desarrollo y otros 180 GW de renovables para producción de hidrógeno verde; y Argentina ocuparía un lugar relevante dentro de esa estrategia.

Los proyectos en el país son un conjunto de instalaciones de 1500 a 3000 km2 para la producción de hidrógeno verde a gran escala en el Golfo San Jorge, Santa Cruz y Tierra del Fuego. Bloques patagónicos de los que se espera que cada uno tenga alrededor de 8,5 GW eólicos para H2V. 

Por lo que Future Energy Summit Argentina será el espacio ideal para seguir de cerca las perspectivas 2024 y los objetivos del sector privado, como también las oportunidades regulatorias y de inversión y las metas y expectativas del gobierno de Javier Milei para el sector renovable del país.

No te pierdas la oportunidad de ser parte del primer mega evento FES del 2024, donde expertos, innovadores y líderes del sector se reunirán para discutir el futuro de la energía renovable. ¡Súbete a la ola renovable y vive la experiencia de este viaje hacia la transición energética!

La entrada DREICON, TotalEnergies, ABO Wind y CWP Global debatirán sobre el futuro de las renovables en FES Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Erick Tejada, secretario de Estado en el Despacho de Energía y gerente general de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), ratificó que la Licitación pública e internacional de potencia y energía a largo plazo se convocará este año 2024.

Además, adelantó que ha sido reformulada para que la empresa estatal contrate finalmente 1500 MW en tres bloques y para que la metodología a emplear sea de rondas sucesivas.

“Ha costado. Se ha tenido que capacitar gente en Guatemala, reconstruir la Junta de Licitaciones y todo lo que implica técnica y analíticamente un proceso de Licitación de envergadura como la de 1500 MW que es la que estamos preparando”, introdujo Tejada.

Y precisó durante un conversatorio de la Asociación Hondureña de Energía Renovable (AHER) en X space: «Una vez que esta licitación se lance, nosotros esperamos que sea en este primer semestre de este año, esas plantas entrarían en 2027, 2028 y 2029».

De esta manera, se pasó de la intención de contratar entre 450 y 500 MW térmicos además de 250 MW eólicos y solares a un total de 1500 MW térmicos y renovables.

Para compartir más precisiones al respecto, Wilfredo Flores, comisionado de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), comentó a Energía Estratégica que el cambio merece a una decisión informada que tomó la ENEE en las últimas semanas.

“El distribuidor cambió su objetivo de generación. Hizo un análisis para próximos años y como se arrastraban los 450 MW pendientes, nos enviaron una solicitud para que sea de 1500 MW. Una primicia es que el primer bloque será de 800 MW”, declaró el comisionado Flores en exclusiva para este medio.

Con la motivación de no sólo fortalecer el parque de generación y evitar déficit de energía, sino además lograr precios competitivos la metodología a emplear para la selección de las ofertas adjudicadas será a través de rondas sucesivas.

“Se va utilizar un mecanismo para la evaluación económica que tuvo mucho éxito en Guatemala que es el de rondas sucesivas y que utiliza un algoritmo de minimización para ir escogiendo los precios más baratos. Entonces, esa sería la metodología. Este tipo de licitaciones con estos mecanismos de subastas sucesivas y con este algoritmo permiten que pueda hacerse una auditoría forense bastante transparente del proceso”, amplió el secretario de Energía Tejada.

https://t.co/OAakk1Ihl1

— AHER (@AHERenovable) February 29, 2024

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La Unidad de Electricidad de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) continúa recibiendo solicitudes de Permisos Administrados de Generación, Importación y Exportación de Energía Eléctrica. Tal es así que acumula históricamente 1132 permisos de generación otorgados por más de 1500 GW, al cierre del 2023.  

Si bien este sexenio estuvo marcado por el rechazo a más de 1 GW de proyectos de generación privados, entre aquellos que lograron el visto bueno de la CRE se destacan 15 proyectos renovables con Fecha de Entrada en Operación para este año 2024 que totalizan 1.114,53 MW de capacidad autorizada (ver al pie del artículo). 

En detalle, seis proyectos que suman 661,63 MW son de tecnología fotovoltaica, cinco más aportarán 341,4 MW de capacidad en molinos eólicos, dos emprendimientos de bagazo de caña de 101,5 MW y una central hidroeléctrica de 10 MW. 

Mientras que el grueso aprobado para este año está por iniciar obras o ya inició su construcción, algunos otros ya se encuentran operativos tales como la instalación de 16 MW inaugurada por el Gobierno de la Ciudad de México en la Central de Abastos este mes de febrero, y la central de cogeneración de 27.50 MW del permisionario Ingenio El Mante, S. A. de C. V. en marcha antes del cierre del 2023. 

Ahora bien, es preciso remarcar que obtener el permiso de generación no significa directamente que la interconexión se concreten en tiempo y forma de acuerdo a lo estipulado en el acto administrativo de la CRE vinculado a cada proyecto. 

De hecho, revisando uno a uno los estados de avance informados a la CRE por parte de los proponentes de proyectos aprobados en los últimos años, el mayor volumen de proyectos con permisos de generación aprobados aún no iniciaron operaciones. 

En este sexenio, de las 72 solicitudes de renovables aprobadas por un total de 45628 MW, solo 22 aparecen en estado de operación por un total de 1555,21 MW; entre ellas, centrales de bioenergías, cogeneración renovable, así como eólicas, fotovoltaicas e hidroeléctricas.

¿Qué depara para los próximos meses? Del total histórico de solicitudes renovables aprobadas, aquellas con fecha de operación para este año 2024 que aún no iniciaron operaciones son 13 y sumarán 1.071,03 MW de capacidad.  

Este es el detalle de proyectos renovables con permisos para la generación de energía eléctrica otorgados por la CRE con fecha de entrada de operación para el 2024:  

Permisionario
Empresa Líder
Capacidad Autorizada (MW)
Generación Estimada (GWh/Año)
Fecha de Entrada en Operación
Tecnología
Estado Actual
Entidad Federativa

Sunmex Renovables, S. A. de C. V.
Univergy International, S. L.
102.79
266.05
31/07/2024
Fotovoltaica
Por iniciar obras
Sonora

Recursos Solares PV de México II, S. A. de C. V.
Desarrollos Solares Mexicanos, S. L.
100.00
290.75
31/07/2024
Fotovoltaica
Por iniciar obras
Sonora

Eólica del Mayab, S. A. P. I. de C. V.
Eoliatec de México, S. A. de C. V.
71.40
347.00
27/06/2024
Eólica
Por iniciar obras
Yucatán

Alten Energías Renovables México Siete, S. A. de C. V.,
Alten Energías Renovables,
278.64
691.50
13/02/2024
Fotovoltaica
Por iniciar obras
Puebla

Compañía Eoloeléctrica Matamoros, S. A. de C. V.
Deacero
84.00
279.62
31/01/2024
Eólica
Por iniciar obras
Tamaulipas

Compañía Eólica Río Bravo, S. A. de C. V.
Deacero
66.00
219.70
31/07/2024
Eólica
Por iniciar obras
Tamaulipas

Compañía Eólica El Palmar, S. A. de C. V.
Deacero
60.00
199.73
31/07/2024
Eólica
Por iniciar obras
Tamaulipas

Compañía Eólica El Cielo, S. A. de C. V.
Deacero
60.00
199.73
31/01/2024
Eólica
Por iniciar obras
Tamaulipas

Más Energía, S. de R. L. de C. V.
Enel Green Power
150.00
447.37
30/06/2024
Fotovoltaica
Por iniciar obras
Coahuila

CFE Generación III, Central Amata
Comisión Federal de Electricidad
10.00
46.85
31/07/2024
Hidroeléctrica
Por iniciar obras
Sinaloa

Cajeme Solar, S. A. P. I. de C. V.
Municipio de Cajeme, Estado de Sonora
10.00
21.55
28/10/2024
Fotovoltaica
En construcción
Sonora

Tampico Renewable Energy, S. A. P. I. de C. V., Central III
Mesoamerica Sugar Investments Coöperatief U. A.
74.00
271.47
14/11/2024
Bioenergía de Bagazo de Caña
En construcción
Tamaulipas

Ingenio El Mante, S. A. de C. V.
Mesoamerica Sugar Investments Coöperatief U. A.
27.50
88.20
29/02/2024
Cogeneración de Bagazo de Caña
En operación
Tamaulipas

Gobierno de la Ciudad de México
Gobierno de la Ciudad de México
16.00
25.26
20/12/2024
Fotovoltaica
En operación
Ciudad de México

Audi México, S. A. de C. V.
Audi AG
4.20
12.76
30/08/2024
Fotovoltaica
En construcción
Puebla

(ver: Permisos de generación vigentes – CRE)

La entrada Más de 1000 MW renovables aprobados y con entrada en operación prevista para este año en México se publicó primero en Energía Estratégica.

Enel Americas, compañía líder en la transición energética y comprometida con el desarrollo sostenible a través de la descarbonización y electrificación, estuvo presente en el mega evento Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit, organizado por Future Energy Summit (FES) a fines del año pasado en la ciudad de Santiago, Chile. 

Aurelio Bustilho De Oliveira, CEO de Enel Américas, brindó una entrevista exclusiva en la que reveló la estrategia de la compañía para la región y el enfoque selectivo para sus nuevas inversiones en generación renovable e infraestructura eléctrica. 

“Estamos en un proceso de desinversión en energía térmica en Perú y en Argentina, en línea con los objetivos. Ya anunciamos el proceso de venta de la distribución y generación en Perú y la venta de centrales térmicas en Argentina, pero trasladamos para 2024 el proceso de la venta de Edesur”. señaló. 

“Se debe a que tenemos un objetivo ambicioso de crecer en capacidad de energía renovable pero también mejorar la infraestructura de nuestras distribuidoras de energía. Es mucho CAPEX y estamos priorizando en las redes que tenemos”, agregó.

En ese sentido, la lógica de desinversión en Perú y Argentina resulta para hacer hincapié en países a los que Enel Americas considera “prioritarios”, como por ejemplo Brasil, Colombia y Chile, con el objetivo de reforzar las redes, mejorar continuamente la calidad y la digitalización de las mismas y seguir con el plan de renovables.

Y cabe recordar que Enel Americas cuenta con 20 GW de capacidad distribuidos entre Argentina, Brasil, Colombia, Chile, Perú y algunos países de Centroamérica como Panamá, Costa Rica y Guatemala. 

De esa capacidad, poco más de 70% ya es renovable pero la compañía va por más, a tal punto que del pipeline de 45 GW a 50 GW globales, Enel Americas proyecta aproximadamente 3 GW o 2.5 GW para la región, los cuales se podrán en operación entre 2024 a 2026. 

“Las tasas de interés están muy elevadas, el costo de capital está muy alto, la volatilidad de los precios todavía es un elemento importante, entonces somos más prudentes con respecto a las inversiones en las energías renovables”, aclaró Aurelio Bustilho De Oliveira.

“Tenemos un pipeline robusto y en la medida que se den las condiciones, reactivaremos esas inversiones. Pero actualmente nos enfocamos principalmente en mejorar la resiliencia y calidad de las redes en los capitales que operamos”, subrayó en la entrevista exclusiva brindada durante la cumbre que reunió a más de 400 ejecutivos, inversionistas, líderes y altos cargos del sector energético de la región. 

¿Qué rol ocupa el almacenamiento en esa cartera de proyectos? El CEO de Enel Americas planteó que ya poseen estudios de storage, pero reconoció que no será la tecnología que más impulsen en el corto y mediano plazo. 

El motivo es que desde la firma observan que el coste y la selectividad aún no resulta muy fuerte y competitiva, por lo que no priorizan el almacenamiento más allá de como complementariedad de algunos parques eólicos; sino que el eje central estará en tener “los frutos más maduros y donde se pueda podemos aportar más”. 

La entrada De primera mano: ¿Cómo Enel Americas enfoca su estrategia renovable hacia 3 países claves en Latinoamérica? se publicó primero en Energía Estratégica.

El almacenamiento se posiciona como la solución sostenible más eficaz para la regulación de frecuencia en sistemas insulares como el dominicano, que está a la espera de que ingrese nueva generación de base y de que se fortalezcan sus redes.

Por lo que, promover la acumulación de energía en baterías en República Dominicana resulta clave para lo que queda de esta década. Así lo consideró Rafael Velazco Espaillat, gerente general de Raveza Associated & Services:

“En el caso dominicano, las baterías van a cumplir una misión muy importante y es ayudar a la regulación de frecuencia por una ventana de aproximadamente 6 años, hasta que entre en operación toda la generación de Base licitada un año atrás”, sostuvo Rafael Velazco.

En conversación con Energía Estratégica, argumentó que es preciso apoyar alternativas de acumulación en baterías de gran escala para resolver un cuello de botella en la transmisión que no sólo está impidiendo que entren más renovables al sistema, sino que además ya está afectando la operativa.

Entendiendo que por ley a las energías renovables hay que despacharlas desde que el recurso esté disponible, se debe dar de baja a plantas de base como de carbón o de gas natural 24/7 para inyectar las renovables, que si bien es verdad que medioambientalmente eso está bien, eso estaría provocando muchos problemas de frecuencia por la inestabilidad propia de las renovables, que entran y salen dependiendo del recurso.
En tal sentido, los Sistema de Almacenamiento de Energía de Baterías (BESS) podrían ganar protagonismo en el sector eléctrico dominicano resolviendo la regulación de frecuencia.

Sin embargo, Rafael Velazco, quien además ha tenido un destacado paso en la Superintendencia de Electricidad (SIE), advierte que el que se haya definido que la energía que se inyecte para servicios auxiliares sea al costo marginal o el costo spot, hace que pierda atractivo en el mercado.

“El pago del kWh para hacer servicios auxiliares al precio Spot -o, como se llama, de arbitraje- es básicamente el pecado original de la resolución, porque pagar más caro esos kWh servidos con BESS para servicios auxiliares, como regulación de frecuencia, se debe a que el kWh se les debe pagar no por el costo incurrido, sino por el costo evitado al sistema”.

“Ese pecado que tiene la Resolución que sacó la Superintendencia al comienzo del 2023, donde regulaba el tema del almacenamiento en baterías, llevó a que la SIE determine que cuando se inyecte energía por almacenamiento sea al costo marginal o el costo spot. Entonces, cuando el costo marginal sea bajo, ¿qué actor del mercado querrá vender en menor precio y no esperar a que este aumente?”, cuestionó Velazco.

De allí, puso en consideración revisar el estudio proporcionado a la Superintendencia que fue patrocinado por la United States Trade and Development Agency (USTDA), cuyo resultado indicaba que los kWh inyectados por baterías para servicios auxiliares (entiéndase regulación de frecuencia, por ejemplo) se pagan más caro que los que son simplemente inyecciones de energía al sistema

“Las baterías tiene la virtud de poder estar llenas todo el tiempo y entrar en milisegundos cuando un parque renovable se va a cero y por un lapso de 5 min o 10 min, máximo 15 min, (el tiempo que se necesite) inyectan una cantidad de kWh que, multiplicados por todos los parques que hay, te ayudan a regular frecuencia de todo el sistema”, valoró Velazco.

Y concluyó: “Ese kilovatio hora se paga, no por el costo incurrido, o sea, no lo que te costó producir el kilovatio hora, sino por el costo evitado al sistema”.

La entrada Identifican un gran reto para impulsar inversiones de BESS en República Dominicana se publicó primero en Energía Estratégica.

El Grupo EPM presentó este miércoles 28 de febrero su planta piloto de producción de hidrógeno verde (H2V) y su estación de mezcla con gas natural, cumpliendo con su hito de producirlo a partir de energía limpia (no convencional), en un trabajo conjunto entre EPM y Aguas Nacionales, desde la Planta de Tratamiento de Aguas Residuales (PTAR) Aguas Claras, ubicada en el municipio de Bello, al norte del Valle de Aburrá.

John Maya Salazar, gerente general de EPM y líder del Grupo EPM, destacó que “seguimos adelante con la implementación de la Hoja de Ruta del Hidrógeno de la Organización, a partir de un desarrollo sostenible, promoviendo nuevas oportunidades de crecimiento y soluciones que permitan el desarrollo de casos de negocio y optimización de infraestructura para producción de hidrógeno, que contribuyan a la descarbonización, al uso racional de los recursos y al desarrollo económico. Pensando siempre en soluciones que aporten al bienestar de la comunidad y a su calidad de vida”.

Este proyecto piloto hace parte de la Hoja de Ruta del Hidrógeno del Grupo EPM, la cual busca el desarrollo de competencias e innovación basado en energías limpias y renovables, que pueden ser escalables a proyectos que permitan el uso de hidrógeno a nivel local e internacional.

En sintonía con la innovación

Se espera que el hidrógeno tenga múltiples usos en el futuro. Por esta razón, el proyecto busca facilitar la apropiación de conocimientos técnicos en su producción, manejo y diferentes usos en el corto plazo como:

Realizar mezclas (blending) con biogás para la producción de electricidad de uso industrial, en los moto-generadores de la planta.
Adelantar pruebas de mezclas (blending) con gas natural para el uso en gasodomésticos residenciales, con el fin de distribuir un energético más limpio para el Valle de Aburrá. Las pruebas permitirán conocer los comportamientos de la mezcla en el sistema de distribución para su uso en el corto plazo.
Movilidad para vehículos de uso pleno (100 % hidrógeno) o en forma dual (diésel e hidrógeno). Dentro de sus logros, EPM hará la conversión a hidrógeno de dos volquetas para el servicio de la PTAR Aguas Claras, de manera que mejore su eficiencia y reduzca sus emisiones al ambiente.

Henry Parra Molina, presidente Aguas Nacionales, indicó que “la producción de hidrógeno en las instalaciones de la PTAR Aguas Claras se realizará por medio del proceso de electrólisis o descomposición del agua (H2O) en sus componentes básicos: hidrógeno y oxígeno, utilizando la energía eléctrica autogenerada en la misma planta, la cual se obtiene por medio de la combustión del biogás en motogeneradores. Esta energía es considerada como limpia debido a que proviene de una fuente no convencional renovable, en este caso la biomasa”.

Por sus bondades en materia de innovación tecnológica, reducción de gases de efecto invernadero (GEI), uso circular de los recursos energéticos y la promoción de otras fuentes alternativas, esta se convierte en una de las apuestas más importantes del Grupo EPM, de cara a la Hoja de Ruta que se ha trazado para la producción de hidrógeno verde en el mediano plazo.

Esta estrategia se materializa con el trabajo colaborativo entre EPM y Aguas Nacionales, aprovechando sinergias operativas y financieras como conglomerado empresarial para generar valor a todos sus grupos de interés

La entrada El Grupo EPM cumple con su hito de producir hidrógeno verde se publicó primero en Energía Estratégica.

El Ministerio de Ambiente de Colombia ha dado un paso significativo hacia la agilización del proceso de licenciamiento ambiental para proyectos de generación de energías renovables no convencionales (FNCER) en el país. La entidad ha publicado para comentarios un borrador de decreto que propone modificaciones en las competencias de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) y las Corporaciones Autónomas Regionales (CAR) en la tramitación de licencias para proyectos FNCER, lo cual marca un cambio en las disposiciones actuales establecidas por el Decreto 1076 de 2015.

La propuesta redefine las responsabilidades de la ANLA y las CAR, al establecer que la ANLA asumirá el trámite de licencias para proyectos de generación FNCER a partir de los 50 megavatios (MW). Actualmente, las CAR evalúan licencias para proyectos que oscilan entre 10 MW y 99 MW, mientras que la ANLA se encarga de proyectos de 100 MW en adelante.

Esta medida busca brindar mayor seguridad, agilidad y transparencia al proceso de licenciamiento ambiental, priorizando los proyectos de FNCER como parte de las metas en gigavatios de la Transición Energética Justa, una de las prioridades del Gobierno del Cambio.

Proyecto-Decreto-1

El proyecto de decreto, liderado por el Ministerio de Ambiente y la ANLA, ha contado con la participación activa de diversos gremios, incluyendo ANDI, ACOLGEN, ANDEG, ANDESCO y SER COLOMBIA. Este primer paso forma parte de un Proyecto de Ley más amplio que busca implementar un procedimiento diferenciado y escalonado, que agilice la evaluación de licencias ambientales para impulsar el desarrollo sostenible.

En conversaciones con Energía Estratégica, Hemberth Suárez Lozano, Socio Fundador de OGE ENERGY, firma de abogados especializados en transacciones de proyectos de energía limpia, celebra este primer hito: «Esta propuesta es una evidencia más del compromiso del gobierno en incrementar la generación de energía a través de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable. Esta normativa beneficiará a inversionistas del sector eléctrico, especialmente a desarrolladores de proyectos con capacidad instalada igual o superior a 50 MW, así como a la infraestructura de transporte de energía eléctrica».

Al ser consultado sobre el impacto en los tiempos de otorgamiento de licencias ambientales, el especialista explica que la medida proporcionará celeridad, especialmente para proyectos de generación solar, eólica, geotérmica y mareomotriz.

Y agrega:»La centralización en la ANLA para proyectos con capacidad instalada igual o superior a 50 MW facilitará un proceso más eficiente y rápido en comparación con el sistema actual».

Suarez también resalta que, junto con la reciente expedición de la Resolución No. 40042 del Ministerio de Minas y Energía, estas medidas son fundamentales para cerrar transacciones de proyectos de FNCER satisfactoriamente. En efecto, Suárez enfatiza que la combinación de la licencia ambiental y la aprobación de la fecha de puesta en operación contribuirá significativamente al logro de la meta gubernamental de alcanzar 6 gigavatios para el año 2026.

El borrador de decreto estará abierto a comentarios hasta el próximo 12 de marzo a través de la página www.minambiente.gov.co, marcando un periodo crucial para la participación ciudadana en este importante avance hacia la consolidación de una matriz energética más sostenible en Colombia.

Una vez finalizada la etapa de comentarios, estos serán analizados y el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible deberá decidir si lo pone en vigencia.

La entrada Colombia publica para comentarios borrador que agiliza el licenciamiento ambiental para proyectos renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

Total Logistics Solutions (TLS), operadora 4PL que además integra soluciones de transporte internacional de mercancía por aire, mar y tierra, gestiones aduanales y almacenaje bajo diferentes regímenes, cuenta con amplia expertise en el sector energético.

Según revelaron desde la compañía, en el inicio del 2024 registran una participación del 30% del total de proyectos fotovoltaicos con concesiones definitivas otorgadas en República Dominicana.

Al respecto, Yamel Manzano, gerente comercial de TLS, destacó que contar con TLS como aliado en el Caribe para la gestión de aduanas o transporte es de alto valor para que los importadores no pierdan tiempo, ni dinero.

“Contratar a un agente logístico que tenga experiencia en este nicho es importante, porque la verdad es que los procesos, como los de exoneración de impuestos, deben ser agotados por un agente que domine el tema, como el caso de TLS. De hecho, ese es nuestro enfoque en términos de gestión aduanal”, declaró Yamel Manzano.

En conversación con Energía Estratégica, la gerente comercial de TLS compartió grandes consideraciones para asegurar una importación de componentes para proyectos de energías renovables óptima.

Primeramente, la especialista indicó como necesario realizar una programación adecuada para optimizar tiempos tanto de transporte marítimo como terrestre, de manera que, al momento de estar disponible la mercancía, esta empiece a moverse en dirección al sitio de entrega.

Entendiendo que los mercados desde donde principalmente sale la mercancía vinculada con proyectos fotovoltaicos son Asia y Europa, destacándose China, Alemania y, en algunos casos, España, la referente de TLS puso en consideración que el tiempo de tránsito hasta República Dominicana debe considerarse en el orden de los 25 días, o superior en la mayoría de los casos.

Es preciso hacer la salvedad de que previamente se debe tener en cuenta el tiempo de producción, que depende de la disponibilidad del suplidor y que podría generar demoras en el inicio del transporte, por lo que la especialista insistió en lo importante que es hacer una programación de forma correcta para que, en caso de que suceda cualquier retraso, no se afecte notablemente la obra.

“Hay que considerar la cantidad de días libres que se negocian con las navieras en términos de demora de contenedores. Esto es superimportante porque el proceso de exoneración por la Comisión Nacional de Energía (CNE), quien otorga el desmonte de impuesto a los importadores, a los dueños del proyecto, tarda unos 20 días aproximadamente entre que inicia y puede ser concluido”, puntualizó sobre el caso dominicano.

Y añadió: “Entonces, los importadores deberían negociar el máximo tiempo de días libres en términos de demora de contenedor (suelen otorgarse desde 7 días hasta 30 días); para que, de esa forma, cuando tenga que agotar el proceso de exoneración localmente, pues no se vean afectados por el alto costo de la demora”.

En el caso dominicano, esas demoras se podrían traducir en aproximadamente 100 dólares por equipo al día, sin contar la demora en el puerto que sería menor a la que hay que también tener en cuenta porque no deja de ser un cargo adicional.

Ahora bien, Yamel Manzano añadió que para evitar ese escenario, agentes como TLS pueden apoyar en la apelación y solicitud ante aduana para lograr un despacho provisional pendiente de exoneración, en caso de que el proceso se haya iniciado pero no se haya podido completar en un tiempo óptimo.

La entrada Claves para optimizar la importación de componentes para proyectos de energías renovables se publicó primero en Energía Estratégica.

Si bien Perú aún no cuenta con una Estrategia Nacional de Hidrógeno y la producción del vector energético se encuentra en etapas iniciales por sus altos costos y la necesidad de inversión en infraestructura, importantes actores del sector energético trabajan articuladamente para detonar la industria y existen diversos proyectos en cartera.

En efecto, la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 Perú) posiciona al país como un posible líder mundial por su alto potencial renovable, y su ubicación geográfica estratégica en el Cono Sur.

Teniendo en cuenta todo ese potencial, las declaraciones de Rómulo Mucho Mamani el nuevo ministro de Energía y Minas (MINEM), asumido el pasado 13 de febrero, en favor del vector energético hacen crecer las expectativas del sector.

El ministro encabezó la Conferencia “Diálogo de Políticas del Foro de cooperación Asia Pacífico (APEC) 2024, sobre el Hidrógeno Verde y Bajo en Carbono como un habilitador para la transición energética«, que se desarrolla en el Centro de Convenciones de Lima.

En dicho encuentro señaló que el objetivo principal es apoyar el crecimiento económico sostenible y la prosperidad en el Asia-Pacífico; por ello, el Perú busca integrar sus esfuerzos junto a otros países para avanzar en el uso eficiente de la energía y los recursos para su generación.

Y agregó: “La energía es la base sobre la que se construyen nuestras economías. Sin embargo, debemos también ser conscientes de las amenazas climáticas que enfrentamos, las cuales son principalmente causadas por sistemas energéticos aún vigentes. Por ello, es imperativo un uso eficiente y consciente de los recursos energéticos”.

En este sentido, Mucho celebró: “El propósito que nos convoca a esta conferencia marca un hito importante en el recorrido hacia la reunión ministerial de agosto próximo, a fin de promover el uso del hidrógeno verde e hidrógeno de bajo carbono en la región de Asia-Pacífico”.

De esta forma, aseguró que las conclusiones de este evento serán insumo valioso para posteriores reuniones y acuerdos del Energy Working Group en el contexto de la APEC 2024, para una transición energética.

A su turno, el viceministro de Electricidad del MINEM, Jaime Luyo Kuong, destacó también la importancia de crear espacios de colaboración entre países tecnificados y economías en desarrollo para darles el soporte necesario en el desarrollo de la industria del hidrógeno verde rumbo a la transición energética.

Posteriormente, el ministro Rómulo Mucho y Luyo Kuong mantuvieron un encuentro bilateral con Shirai Toshiyuki, director de Relaciones Internacionales de la Agencia de Recursos Naturales y Energía del Ministerio de Economía, Comercio e Industria del Japón, y con Irie Kazutomo, presidente del Centro de Investigación de Energía Asia – Pacífico.

Según trascendió, las autoridades dialogaron sobre la posibilidad de firmar un Memorándum de cooperación entre los dos ministerios.

Otras intervenciones del nuevo ministro en favor de la industria

Tal como anticipaba Energía Estratégica, según fuentes consultadas por este medio Rómulo Mucho tiene una firme convicción en avanzar en la transición energética.

“Es probable que muestre una actitud más proclive a aprobar los proyectos de ley en favor de las renovables que están en discusión”, explican.

Un ejemplo de ello fue su sólida intervención en el proyecto de ley  dirigido a promover el uso del hidrógeno verde como combustible. Junto a sus técnicos, denunció un error conceptual en la definición de hidrogeno verde por lo que se llamó a cuarto intermedio para modificar el texto.

El objetivo de estos esfuerzos es que se apruebe una legislación correcta que promueva la producción y posterior exportación de hidrogeno verde, a fin de diversificar la matriz energética.

Si bien la Comisión Permanente desoyó esas recomendaciones y aprobó el texto con una definición que considera al hidrogeno verde como un vector energético producido con tecnologías de baja emisión de gases de efecto invernadero. Se espera que el ejecutivo rechace esta definición dado que mundialmente el hidrogeno verde es todo aquel producido por energías renovables, las cuales no emiten gases de efecto invernadero.

La entrada Perú busca alianzas internacionales para promover el hidrógeno verde se publicó primero en Energía Estratégica.

La provincia de Santa Fe trabaja fuertemente en la promoción e incorporación de fuentes de generación sustentables y prepara una nueva licitación de renovables para antes de mitad del corriente año. 

El gobierno retomará el Programa de Generación de Energías Renovables de la Provincia de Santa Fe (Generfe), con el que lanzará una convocatoria para la construcción de 30 MW solares más y una para la modernización del parque fotovoltaico San Lorenzo (1 MWp de capacidad).

“Abril es la fecha límite prevista para el llamado del revamping del PS San Lorenzo, mientras que junio debemos tener lanzada la licitación de 30 MW más en corredores provinciales”, afirmó Verónica Geese, secretaria de Energía de la provincia de Santa Fe, en conversación exclusiva con Energía Estratégica. 

“El objetivo es que sean obras con un propósito estratégico para mejorar el sector productivo. Y es probable que, dentro de la misma convocatoria de 30 MW, haya un proyecto con almacenamiento, que nos ayudará a estabilizar la red y elegir los lugares con un poco más de flexibilidad”, agregó. 

Y según pudo averiguar este portal de noticias, en principio no será un único parque de 30 MW de potencia, pero tampoco centrales de 5 MW como en el llamado del año pasado (20 MW totales repartidos en 4 plantas de 5 MW cada una) en el que sólo hubo un único oferente (ver nota). 

Sino que se evalúan proyectos mayores a 5 MW debido a una cuestión de economía de escala y para que haya empresas interesadas en participar en este proceso. 

Además, no se descarta la posibilidad de ampliar la capacidad a subastar, pero ello dependerá de lo que suceda con los proyectos adjudicados en la licitación RenMDI (realizada en 2023).

¿Por qué? EL sector está a la espera de saber si el gobierno finalmente respeta los contratos firmados o si se retrae la decisión, tal como sucedió semanas atrás con la convocatoria termoeléctrica cuando, por medio de una nota a Cammesa, el secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, suspendió la firma de contratos de tipo PPA con los generadores ganadores. 

De todos modos, Verónica Geese reconoció que la mejora del servicio energético es una “prioridad” del gobernador de Santa Fe, Maximiliano Pullaro, y que, al no vislumbrar una solución para los problemas de corredores radiales (falta de obras de transmisión 500 kV y 132 kV), la solución llega por el lado de la generación, entendiendo que los precios ser más competitivos. 

“Mientras que más adelante pensamos comercializar esta energía, hacer una especie de Mercado a Término (MATER) provincial, tal vez regional con las provincias del Centro, y nos interesa tomar la posibilidad de comercializar los derechos de emisión de la energía que proyecten”, apuntó Geese. 

“También quedó pendiente hacer algo con energía eólica, pero se observa con mejores perspectivas para un próximo llamado”, complementó una fuente cercana de la Empresa Provincial de Energía (EPE) de Santa Fe en diálogo con Energía Estratégica. 

Justamente la secretaria de Energía de la provincia no fue ajena al rol de EPE y destacó que debe aprovecharse su potencial, considerando el contexto argentino actual de una liberación de diversas cuestiones regulatorias a partir de las políticas del nuevo gobierno y en el marco de la transición energética. 

“Es una vocación que puso el gobernador, que debemos ser grandes jugadores en el concierto energético de la Nación. Tenemos muchas condiciones para ello y para una mejor competencia, debemos tender a que las renovables tengan muchos jugadores para hacer resiliente al sistema y tener distintas calidades y proveedores de diversas magnitudes para todos los proyectos”, concluyó Geese.

La entrada Nueva ronda Generfe: Santa Fe lanzará otra licitación de renovables durante el 2024 se publicó primero en Energía Estratégica.

La Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER) define como alarmante y preocupante las recientes y recurrentes publicaciones de artículos de prensa e informes de escaso rigor, así como la presencia de campañas en redes sociales que pretenden atacar la instalación de paneles solares en techos de hogares y empresas dominicanas, sugiriendo que la generación distribuida y los incentivos a las energías renovables van en detrimento de las finanzas del Estado. El objetivo de estas publicaciones es intentar responsabilizar y culpar a la generación distribuida de todos los males que afectan al sistema eléctrico dominicano.

Ante lo absurdo de estos argumentos, nos preguntamos, ¿quién paga estas campañas? ¿a quiénes benefician? Naturalmente, los sectores interesados detrás de estas publicaciones no están pretendiendo buscar soluciones a la solvencia estatal y al déficit del sector eléctrico dominicano. Más bien están buscando propugnar por la consecución de su agenda e intereses particulares, y con ello mantener su monopolio.

Desde el año 2007, el Estado dominicano, con criterio acertado, a través de sus políticas, ha incentivado y promovido la generación distribuida, tanto en hogares como en empresas, porque ha comprobado que estos sistemas aportan beneficios a la economía dominicana y permiten alcanzar los objetivos y los compromisos medioambientales asumidos.

Asimismo, las empresas distribuidoras de electricidad, Edesur, Edeeste y Edenorte, facilitan y apoyan, en la medida en la que sus recursos lo permiten, el crecimiento y la integración de los sistemas renovables en sus redes de distribución. Sin embargo, contrario es el comportamiento asumido por los sistemas aislados, quienes se oponen a facilitar la integración de sistemas renovables a sus redes, alegando siempre excusas y dificultades técnicas inexistentes. Lo cual sale a relucir una vez que ejecutan por cuenta propia los proyectos que anteriormente habían prohibido a otras empresas.

Es lamentable que se propaguen publicaciones que sugieran la eliminación de los incentivos fiscales que ofrece la Ley 57-07 a los sistemas renovables, los cuales representan el 0% del PIB y generan ingresos enormes al Estado. Incentivos que son necesarios para el fomento de la energía renovable y positivos para las finanzas del Estado. Cada incentivo otorgado se recupera, por mucho, a corto plazo. También, resulta ser una inversión a largo plazo, que retorna al Estado multiplicada por más de diez, al incrementar la recaudación a través de las empresas que instalan paneles solares, que devuelven al fisco al volverse más competitivas y reducir sus gastos.

Los problemas del sector distribución no los genera la generación distribuida. Al contrario, ayudan a reducir las pérdidas técnicas en los conductores de media y baja tensión en un 36%. La energía se produce y se consume en el mismo lugar y no tiene que recorrer largas distancias desde los centros de generación hasta los centros de consumo. Estudios independientes realizados por la Agencia de Cooperación Alemana (GIZ) dentro del Programa Transición Energética, han demostrado que las redes de distribución pueden admitir mucha más energía distribuida y que la regulación es muy restrictiva, con límites que no tienen soporte técnico.

La generación distribuida apenas representa el 2% de la energía que circula por las redes de distribución, y más del 60% de esta energía renovable, no llega a viajar por las redes de distribución, ya que se consume en los lugares dónde se produce. ¿Realmente parece que este 2% es el responsable de los problemas de la distribución eléctrica? Realizar este planteamiento resulta, como mínimo, no tomarse en serio un tema de importancia capital para el país.

Marvin Fernández, presidente de ASOFER, plantea que la Superintendencia de Electricidad (SIE), como ente regulador, debe realizar, con carácter de urgencia, los estudios de penetración fotovoltaica en todas las empresas distribuidoras de electricidad, incluyendo los sistemas aislados, así como definir las tarifas eléctricas de todos los sistemas aislados. Asimismo, debe fiscalizar a aquellas empresas que violan la regulación vigente. Agregó además que ASOFER nació ante la necesidad de tener un ente que defendiera las energías renovables ante la propuesta fiscal del 2012. Hoy al igual que en el 2012, nos levantamos en defensa de la República Dominicana y de su crecimiento renovable, porque tenemos los recursos naturales, las tecnologías, el compromiso país, y un sistema eléctrico deficiente que evidentemente necesita

ayuda.

La entrada ASOFER desmiente informes que buscan beneficiar el negocio de la oscuridad se publicó primero en Energía Estratégica.

Desde el 20 de diciembre de 2023 hasta el 2 de febrero de 2024, la Compañía estuvo ejecutando el programa de recompra de acciones mediante el mecanismo transaccional de la BVC. En ese período se compraron 1.555.495 acciones por un monto equivalente a $4.934 millones, una ejecución del 1,64% del monto total aprobado. El volumen transado diario de la acción en el mercado aumentó un 125% en comparación con lo registrado durante todo el año 2023 y el precio tuvo una valorización del 14%. 

Reinicio del mecanismo transaccional  

La entrada Celsia busca readquirir 2,88 millones de acciones a través del mecanismo independiente de la bolsa se publicó primero en Energía Estratégica.

Panamá inicia oficialmente el Acto Competitivo Internacional de Concurrencia LPI ETESA Nº 01-24 para la Contratación a Largo Plazo del Suministro de Potencia Firme y Energía exclusivo para Centrales de Generación Renovable.

Al respecto, en exclusiva para Energía Estratégica, la secretaria Nacional de Energía de Panamá, Rosilena Lindo Riggs, declaró:

«La robustez del sector eléctrico esta directamente relacionada a la resiliencia de nuestras ciudades y comunidades. Con la licitación de largo plazo exclusiva para energías renovables, Panamá tendrá mejores precios de energía y avanza en la implementación de la Estrategia de Innovación del Sistema Interconectado Nacional».

El Pliego de Cargos se encuentra publicados desde hoy, martes 27 de febrero, en la página de la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA), que oficia como ente gestor de esta licitación.

De acuerdo con el documento, los interesados en participar podrán ofertar potencia firme con energía asociada, para el periodo comprendido del 1 de septiembre de 2026 hasta el 31 de agosto de 2046, teniendo en cuenta las siguientes consideraciones:

a. La fecha de inicio del suministro será el 1 de septiembre del año 2026 para centrales renovables existentes (centrales solares, eólicas o hidroeléctricas) y para centrales solares nuevas.

b. Para centrales renovables nuevas eólicas o hidroeléctricas, la fecha de inicio del suministro podrá ser desde el 1 de septiembre de 2026 hasta el 1 de enero de 2029.

c. La duración de los contratos será de hasta diez (10) años para los contratos surgidos del requerimiento para centrales existentes y de hasta veinte (20) años para los contratos surgidos del requerimiento para centrales nuevas.

d. En todo caso la fecha máxima de vigencia de todos los contratos surgidos de esta licitación será hasta el 31 de agosto de 2046, independientemente de su fecha de inicio de suministro

Entendiendo que el Suministro de Potencia Firme y Energía es para atender los requerimientos de las empresas distribuidoras ENSA, EDEMET y EDECHI y mantener la confiabilidad del sistema, en adición se aclara lo siguiente:

i. Contratación de Energía: Para centrales de generación renovables (hidroeléctricas, eólicas y solares) nuevas y existentes, podrá ser adjudicado hasta un máximo del 40% del requerimiento para centrales existentes y será gestionado de forma separada del requerimiento de las centrales nuevas.

ii. Contratación Potencia Firme y Potencia Firme con Energía Asociada: Para centrales de generación renovables nuevas o existentes, podrá ser adjudicado hasta un máximo del 65% del requerimiento para centrales renovables existentes y será gestionado de forma separada del requerimiento de las centrales renovables nuevas de acuerdo con lo siguiente: o Las centrales hidroeléctricas deben contar con disponibilidad de potencia firme, con la opción de respaldar mediante sistema de almacenamiento de baterías. o Las centrales eólicas y solares deben contar con un respaldo de sistema de almacenamiento de baterías.

Las partes interesadas podrán participar de una reunión aclaratoria el próximo lunes 4 de marzo del 2024 a las 9 am (lugar a definirse próximamente) para despejar todas las dudas antes del acto de concurrencia y recepción de ofertas previsto para el jueves 27 de junio del 2024 a las 9 am (lugar a definir).

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Cuenta regresiva para el Future Energy Summit (FES) Argentina, mega evento que congregará a más de 400 ejecutivos, inversionistas, líderes y altos cargos del sector energético de la región. 

La cumbre se realizará el lunes 11 de marzo en el Hotel Emperador de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA) y a medida que pasan los días se termina de definir una amplia agenda para visibilizar las oportunidades y explorar nuevos negocios e inversiones sostenibles en el camino de la transición energética regional. 

El cuarto panel de la jornada se denomina “Claves para la eficiencia de la energía solar en sus distintas escalas de proyectos” y estará integrado por referentes de Solis, AE SOLAR, Arctech Solar. LONGi Latam y Trina Solar. 

Solis, uno de los fabricantes más importantes de inversores fotovoltaicos del mundo, tendrá representación a través de Sergio Rodriguez Moncada, chief technology officer de la compañía, quien ya reconoció que el objetivo es lograr entre 30% y 40% del market share de inversores tipo string de Latinoamérica. 

Incluso, el CTO de Solis también estuvo presente en el evento Latam Future Energy Southern Cone Renewable Summit (realizado en noviembre 2023 en Chile) y allí vaticinó que se debe poner la mirada en Argentina, en lo que suceda con la cuestión política, la dinámica de la economía y una posible apertura de las importaciones al país. 

AE SOLAR, premiada marca alemana con dos décadas de expertise en el mercado fotovoltaico, también asistirá y José Montoya, sales manager de la empresa, expondrá su mirada en el tercer panel del encuentro. 

Recientemente Montoya destacó la inclusión de chips NFC en cada uno de los módulos fotovoltaicos de AE SOLAR como una de las ventajas para verificar la autenticidad de los módulos y brindar un mejor servicio postventa. Elementos cruciales en un mercado donde la falsificación de productos puede complicar las garantías y con esos chips AESOLAR puede identificar la ruta de cada producto después de su venta.

Por el lado de Arctech Solar, fabricantes y proveedores de soluciones de sistemas de estructura fija y sistemas de seguimiento solar, dirá presente mediante Alejandro Silva Zamora, head Chile & South LATAM-BD director strategic accounts. 

La firma fundada en China cuenta con presencia en varios continentes y su envío global de sistemas fijos y de seguimiento ha llegado a 24 GW; pero en Latinoamérica explorará más oportunidades tras vincularse en más de 510 MW de proyectos operativos a lo largo de Brasil, Chile y México. 

LONGI Solar, reconocida empresa distribuidora y productora de módulos fotovoltaicos, volverá a participar en un evento de Future Energy Summit, con la mirada puesta en seguir ofreciendo productos competitivos que complementen y diversifiquen la matriz energética de la región. 

Lucas Ponce, product and solution manager de LONGi Latam, será quien aporte insights valiosos sobre la estrategia y los avances de la compañía, luego de que en la cumbre de Chile diera a conocer detalles de los módulos Hi-MO 7 y de que estaban incursionando en el campo del almacenamiento energético, con una unidad dedicada a la producción de electrolizadores. 

Trina Solar, proveedor mundial de módulos fotovoltaicos y soluciones de energía inteligente, no se quedará fuera de este interesante panel de debate y en su representación estará Marcus Fabrino, Head de Trina Tracker para Latinoamérica y Caribe.

El especialista marcará como avanzan desde la compañía para el crecimiento de las renovables y qué esperar de la región, considerando que fueron seleccionados para ser proveedores de trackers y módulos en un proyecto de 150 MW en Argentina y que suman más participación en Brasil, país en el que abrieron una fábrica de trackers (capacidad de 2,5 GW)  durante el 2023. 

Por lo que Future Energy Summit brindará el espacio ideal para debatir los principales temas de la agenda del sector, las oportunidades regulatorias y de inversión, como así conocer al detalle los próximos pasos, metas y expectativas del gobierno de Javier Milei para el sector renovable de Argentina, que ya cuenta con casi 6000 MW instalados (sin contar las hidroeléctricas mayores a 50 MW de capacidad) y alrededor de 4000 MW en más de 150 proyectos y casi 4000 MW renovables 

No te pierdas la oportunidad de ser parte del primer mega evento FES del 2024, donde expertos, innovadores y líderes del sector se reunirán para discutir el futuro de la energía renovable. ¡Súbete a la ola renovable y vive la experiencia de este viaje hacia la transición energética!

La entrada Solis, AE Solar, Arctech Solar, LONGI Latam y Trina Solar expondrán en FES Argentina se publicó primero en Energía Estratégica.

Con 20 votos a favor, 1 en contra y 3 abstenciones,  la Comisión Permanente aprobó, en segunda votación, el dictamen que fomenta la investigación, el desarrollo, la producción, la transformación, el almacenamiento, el acondicionamiento, el transporte, la distribución, la comercialización, la exportación y el uso del hidrógeno verde como combustible y como vector energético en el país.

El dictamen recaído en los proyectos de le ley 3267, 3272 y 4374,  tiene como finalidad mejorar la calidad de vida de la población como resultado de la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero.

El presidente de la Comisión de Energía y Minas, Segundo Quiroz (BMCN), manifestó que la propuesta establece, entre otros, que el Ministerio de la Producción, a través del Programa Nacional de Desarrollo Tecnológico e Innovación (Proinnovate), fomente la implementación de programas para promover proyectos, emprendimientos de innovación y de transferencia tecnológica en materia de energía mediante el uso de hidrógeno verde como combustible y como vector energético en sus diferentes aplicaciones.

En un plazo no mayor a ciento ochenta días calendario, contados a partir de la entrada en vigor de la presente ley, el Poder Ejecutivo deberá aprobar el reglamento y la normativa adicional que sea necesaria para la aplicación de esta ley.

Sin embargo, fuentes con alto conocimiento en la materia aseguraron a Energía Estratégica que este proyecto de ley podría ser rechazado por el poder ejecutivo ya que no se respetó el cuarto intermedio en el que se solicitaba cambiar la definición de hidrogeno verde.

En dicha sesión, llevada adelante el pasado 15 de febrero, el congresista Eduardo Salhuana comunicó que se reunió con el flamante ministro de Energía y Minas, Rómulo Mucho y vice ministros, quienes le transmitieron la mencionada preocupación en torno al proyecto de ley.

«Los técnicos de energía y minas advirtieron que la definición de hidrogeno verde que se aprobó en la primera votación por figurar el texto sustitutorio no era  la misma que la del pre dictamen inicial. Se han modificado algunos términos y la definición de hidrógeno verde no es la correcta en términos científicos ni técnicos«, destacó Salhuana.

En este sentido, para efectos de la presente ley el hidrógeno verde es un vector energético producido con tecnologías de baja emisión de gases de efecto invernadero. Sin embargo, para que el hidrógeno pueda ser catalogado como verde universalmente debe producirse a través de energía renovable, como la solar o eólica, que no tiene emisiones de gases de efecto invernadero.

No obstante, en la sesión del día de ayer se hizo caso omiso a esta solicitud de cambio de definición y fue aprobada por la mayoría, lo cual según expertos en la materia podría traer grandes consecuencias a nivel internacional.

«El ejecutivo debería observar y rechazar esta ley para quitarle el titulo de hidrogeno verde porque no es real. No va a poder haber una certificación internacional estándar con esta definición porque no es la globalmente aceptada «, explican expertos a Energía Estratégica.

«El presidente de la comisión desoyó las recomendaciones del ministro de Energía y Minas que buscaban la elaboración de una legislación correcta que promueva la producción y posterior exportación de hidrogeno verde, a fin de diversificar la matriz energética», concluyen.

La entrada Aprueban iniciativa que promueve el uso del hidrógeno verde como combustible sin cambiar su definición se publicó primero en Energía Estratégica.

Con un potencial total estimado de 109 GW de energía eólica costa afuera y con áreas de exploración de desarrollo de aproximadamente 50 GW en potencial acumulado, los documentos de la Hoja de Ruta de la Transición Energética Justa en Colombia (2023), establecen como metas del país, contar con una capacidad instalada de Energía Eólica Costa Afuera de 7 GW en 2040 y 13 GW en 2050.

Para desarrollar ese potencial, a consideración de solicitudes recibidas para el Proceso Competitivo de proyectos de generación de Energía Eólica Costa Afuera, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) en su calidad de Administradora de la Primera Ronda, modificó el Cronograma de los Pliegos, para ampliar la Etapa de Habilitación de Interesados hasta el 21 de junio de 2024.

Hasta dicho plazo, los interesados en participar en el Proceso Competitivo deberán presentar los documentos de Habilitación, el Administrador proceder a su estudio y a formular los requerimientos de complementación de documentos necesarios para obtener la Habilitación y su presentación por los interesados.

Nuevo cronograma

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Esta Primera Ronda tiene como finalidad que DIMAR, a través de un Proceso Competitivo, otorgue Permisos de Ocupación Temporal (POT) sobre áreas marítimas, con destino al desarrollo de proyectos de energía eólica costa afuera a los Proponentes que acrediten las capacidades jurídicas, financieras y técnicas establecidas y que presenten las mejores Ofertas en los términos de la referida Resolución Conjunta y estos Pliegos.

De esta forma, el Gobierno Nacional busca establecer las bases para el desarrollo de la Industria Eólica Costa Afuera en Colombia, promoviendo no solo la prosperidad económica y el cuidado del medio ambiente, sino también fortaleciendo el tejido industrial de defensa y fomentando el encadenamiento productivo para impulsar el desarrollo integral de las comunidades involucradas.

Los proyectos que podrían participar

Al momento, de acuerdo a datos de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), se han presentado al informe de registro de proyectos de generación 12 proyectos eólicos costa afuera que representan 5.134,5 MW de capacidad –VER AL PIE DEL ARTÍCULO-. Estos se sitúan en la zona Caribe central, más precisamente, al oeste del Departamento de Magdalena, los Departamentos del Atlántico y Bolívar, y la parte norte de Sucre.

De ellos, tres por 1.535 MW se ubican en Bolívar y Atlántico, por lo que podrían participar seguro de la convocatoria. Otros tres en Magdalena, por 1.749,9 MW, por lo que de acuerdo a su sitio geográfico de emplazamiento podrían o no ser incorporados a la subasta.

Finalmente, los que quedarían afuera de esta primera ronda son los que se ubican en La Guajira: seis proyectos por 1.850 MW 

INFORME DE REGISTRO DE PROYECTOS DE GENERACIÓN

Semana 06, corte a 09 de febrero del 2024

1666
19/05/2022
PARQUE EÓLICO OFFSHORE VIENTOS ALISIOS
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
200
BOLIVAR
SANTA CATALINA
PARQUE EÓLICO OFFSHORE VIENTOS ALISIOS SAS
08/12/2025

3435
04/06/2022
OWF ASTROLABIO
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
825
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF ATROLABIO S.A.S. E.S.P.
08/02/2032

3436
04/06/2022
OWF BERGANTIN
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
825
MAGDALENA
SANTA MARTA
OWF BERGANTIN S.A.S. E.S.P.
08/06/2032

3437
04/06/2022
OWF GALEON
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
825
ATLANTICO
BARRANQUILLA
OWF GALEÓN SAS ESP
08/06/2032

3438
04/06/2022
OWF GOLETA
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
825
MAGDALENA
SANTA MARTA
OWF GOLETA SAS ESP
08/02/2032

3443
14/06/2022
OWF BITÁCORA
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
510
BOLIVAR
CARTAGENA
OWF BITÁCORA SAS ESP
08/06/2032

3445
16/06/2022
OWF BARLOVENTO
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
825
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
08/02/2032

3545
14/09/2022
OWF BARLOVENTO I
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
50
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
31/12/2034

3547
14/09/2022
OWF BARLOVENTO II
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
50
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
31/12/2034

3548
14/09/2022
OWF BARLOVENTO III
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
50
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
31/12/2034

3549
14/09/2022
OWF BARLOVENTO IV
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
50
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
31/12/2034

3651
24/08/2023
PARQUE EÓLICO FLUVIAL RÍO GRANDE DE LA MAGDALENA
Si
Fase 1
EÓLICO
VIENTO
COSTA AFUERA
99,9
MAGDALENA
SITIONUEVO
GRAND ENERGY S.A.S.
01/05/2026

Pliegos y condiciones específicas: contenido de las ofertas

Para su validez, todas las ofertas deberán contener al menos lo siguiente:

a) El Proponente podrá presentar una oferta por cada Área del Proceso Competitivo. Así mismo, podrá presentar una oferta por cada Área Nominada. En consecuencia, no existe límite en el número de Ofertas a presentar por cada Proponente y en todo caso, las Ofertas que este llegare a presentar, ya sea del Polígono A o del Polígono B, no deberán versar sobre una misma Área.

b) El Proponente deberá indicar el orden de preferencia de asignación de sus Ofertas.

c) La descripción exacta de la ubicación, linderos y extensión de los bienes de uso público solicitados, con su correspondiente plano de localización en formato digital tipo shape, adoptando como datum oficial de Colombia el Marco Geocéntrico Nacional de Referencia (MAGNA-SIRGAS) y el origen único establecido por el Instituto Agustín Codazzi – IGAC establecido en la Resolución 370 de 2021.

La extensión de cada área propuesta no deberá superar 270 KM2 . La Oferta debe considerar que para la construcción del Proyecto tiene que conservar una distancia de mínimo una (1) milla náutica con otros proyectos de energía eólica.

d) Indicar la capacidad instalada en MW, que debe ser mínimo 200 MW.

e) Presentar un programa que determina compromisos de transferencia de capacidades técnicas, conocimientos o experiencias, beneficios para las comunidades, fortalecimiento de la infraestructura, capacidades existentes en los diferentes escalones económicos y la mano de obra existente en el país, con relación a la Industria Eólica Costa Afuera vinculante a la cadena de producción, a la industria nacional, regional, local, incluidas, entre otras, las del Grupo Social y Empresarial del Sector Defensa (GSED) que puedan por unidad temática hacer parte del avance industrial y potenciar el encadenamiento productivo a nivel nacional, durante el Permiso de Ocupación Temporal y la Concesión, que será auditable en el desarrollo y puesta en marcha del proyecto, a partir del otorgamiento de la Concesión marítima y durante su vigencia, de conformidad con el Formulario 7.5.

f) Indicar la densidad de MW por KM2 (MW/KM2 ), que deberá ser mínimo 3 MW/KM2 .

g) Indicar la Fecha de Puesta en Operación – FPO que deberá ser dentro de los diez (10) años siguientes a la expedición del Acto Administrativo que otorga el Permiso de Ocupación Temporal conforme lo establecido en el literal b del Artículo 38 de la Resolución 40284 de 2022.

h) Incluir el Cronograma detallado de actividades y Curva S del Permiso, el cual deberá contener los mínimos establecidos en el Formulario 7.1 – Curva S- Actividades y Cronograma.

i) Carta de presentación de la Oferta suscrita por el representante legal o el apoderado debidamente facultado donde se debe mencionar el Orden de Preferencia de las Áreas sobre las cuales se presente Oferta, llenando el Formulario 7.2 y 7.3 – Carta de presentación de la Oferta tratándose Proponentes Individuales o Plurales, según corresponda, en el que se indicará que la Oferta es irrevocable y que estará vigente después de la fecha de Presentación de Oferta y un (1) mes adicional posterior a la fecha de formalización conforme a lo establecido en el Artículo 28 de la Resolución 40284 de 2022, su Resolución modificatoria 40712 del 1 de diciembre de 2023 y las demás que las sustituyan, modifiquen o complementen.

Además, deberá aceptar formal e integralmente la regulación establecida en los Pliegos y certificar que la información presentada no es fraudulenta o especulativa.

j) Presentar la Garantía de Seriedad de la Oferta, tal como se regula en el numeral 9.3 de estos Pliegos.

k) La información necesaria para certificar la experiencia descrita en el numeral 9.6.2. Sólo se recibirán certificaciones, en los términos contenidos en los presentes Pliegos, no copias de contratos. Además, deberá presentar la siguiente documentación que no será vinculante si el Proponente resulta Adjudicatario: (i) Declarar la potencia por turbina y la tecnología que se proyecte emplear (Ejemplo estructura eólica fija, flotante u otra), (ii) Estimar el factor de planta en términos de promedio anual.

Ver documento completo de los pliegos: PC_EECA_-_Español_con_marcas_Adenda_No.1_uoEl3LV (1)

La entrada Nueva fecha: los proyectos que podrían participar en la subasta eólica costa afuera del 21 de junio se publicó primero en Energía Estratégica.

Los últimos años en México han sido de particular relevancia para el país en materia alimentaria, en primer lugar, enfrentando un panel de controversia sobre importación de maíz transgénico con Estados Unidos, un socio comercial de mucho tiempo junto con Canadá, en el contexto del acuerdo comercial T-MEC. 

El gobierno, junto con organizaciones de la sociedad civil han expresado su postura firme en prohibir la importación de maíz genéticamente modificado para consumo humano en 2024. También, se considera que el maíz transgénico importado de EE.UU. se ha mezclado con el nativo y, por lo tanto, con nuestros alimentos, lo que claramente representa un riesgo de pérdida de la diversidad biocultural del país, además de los riesgos a la salud que el glifosato puede traer.

En este contexto donde la sostenibilidad alimentaria y la necesidad de descarbonizar la industria agraria se vuelven imperativos, Marilyn Christian González Ojeda, investigadora y consultora socioambiental, destaca la urgencia de abordar los desafíos en los sistemas alimentarios de México. 

La experta resalta que la transición hacia la sostenibilidad no solo implica cambios en la producción, sino también en la distribución, transformación y consumo de alimentos, todo ello dentro de un marco de economía circular.

“México se enfrenta a desafíos significativos para alimentar a su creciente población, y la transición hacia prácticas agrícolas más sostenibles es inminente. La implementación de tecnología, cambios en los patrones climáticos, la disponibilidad de recursos y la conexión entre producción y conservación son elementos cruciales en esta transformación”, advierte.

Y agrega: “La financiación se presenta como una pieza clave en este rompecabezas de sostenibilidad. Proyectos como el impulsado por la Fundación AXA México y el Fondo Mundial para la Naturaleza en Oaxaca, así como el respaldado por el FIDA en México, demuestran que la colaboración público-privada puede ser un motor para la implementación de prácticas agrícolas sostenibles”. 

No obstante, Gonzalez Ojeda reconoce que estos esfuerzos aún son dispersos y requieren un respaldo financiero más amplio y una estrategia nacional para lograr una producción alimentaria verdaderamente sostenible.

“La solicitud de financiamiento para promover la sostenibilidad alimentaria y descarbonizar la industria agraria en México no solo es una necesidad urgente, sino también una inversión esencial para garantizar un futuro alimentario sostenible y resiliente”, insiste.

Según la especialista, la reciente aprobación de la Ley General de Alimentación Adecuada y Sostenible marca un hito en la política alimentaria de México. Esta ley, que reconoce la necesidad de cambiar patrones dietarios, destaca la importancia de la sostenibilidad alimentaria, considerando el elevado consumo de recursos por parte de la industria agropecuaria, responsable del 75% del gasto de agua en el país.

En efecto, denuncia que la industria cárnica, en particular, es señalada como una de las principales consumidoras de recursos, con un kilogramo de carne requiriendo aproximadamente 15 mil litros de agua. 

“La importancia de cambiar hacia una dieta más basada en vegetales se vuelve evidente, especialmente cuando el 80% del maíz y la soya transgénica importada se destina al forraje del ganado”, advierte.

En este sentido, califica a la agricultura regenerativa, que busca recuperar la salud de los suelos, como una alternativa sostenible pero que aún está en etapas iniciales en México. 

“A pesar de los esfuerzos en lugares como Chiapas, donde se experimenta con la siembra intercalada de maíz y legumbres, la proporción de tierras bajo agricultura regenerativa sigue siendo limitada frente a las hectáreas de producción convencional”, argumenta.

Y especifica: “Solo 200 hectáreas de maíz están bajo agricultura regenerativa, de las 700,000 hectáreas de producción convencional. Por ello aún hay mucho trabajo que hacer a lo largo del territorio”.

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¿Qué grandes retos tendrá el Negociado de Energía en 2024?  

Hay dos casos bien importantes que deberá tratar el Negociado: uno es la actualización del Plan Integrado de Recursos y otro realizar la revisión tarifaria. 

En el caso del Plan Integrado de Recursos, sería el tercer plan que se radica; el primero se hizo entre el 2015 y 2016, el segundo culminó en el 2020 y el tercero lo iniciamos en 2024, ya que es un plan que se espera que se revise cada tres años.  

El segundo reto grande que va a tener el Negociado, va a ser la revisión tarifaria. Yo participé en la última revisión tarifaria, comenzó en el 2016 y culminó en enero 10 del 2017. O sea que las tarifas eléctricas no se han revisado prácticamente en casi siete años. Anterior a eso, no se habían modificado desde hace unos 29 años atrás. 

Así que estamos hablando de que van a ser dos casos medulares que Negociado estaría atendiendo durante el 2024 y tendrá un impacto significativo para el mercado y costos energéticos del país luego de que culminen ambos casos. 

Otro de los temas medulares para el sector energético son los Procesos de Solicitudes de Propuestas (RFP) de energías renovables y almacenamiento, ¿considera que, pese a los atrasos, se podrán lograr los objetivos de contratación previstos?

Al itinerario de los tranches el Negociado lo hizo dividido en tramos para una mayor organización, pero no había ningún tipo de disposición de ley que forzara que se hiciera de esa manera; simplemente el Negociado quería primero que se dé una señal de mercado en esos tranches iniciales para poder inyectar la mayor cantidad de energía al sistema. Lamentablemente, como usted bien dijo, hubo un atraso por haber sido el primer proceso de procurement que se hizo dentro de nuestro sistema energético, por lo que todavía estamos lidiando con los primeros tranches. 

Ahora bien, lo que el Negociado hizo para recuperar el tiempo perdido fue que en lugar de hacer los seis pues juntó algunos de los tranches, para que en vez de dos tranches de 500 se convoque a uno de 1000; entonces, el enfoque sigue siendo la cantidad sugerida en el Plan Integrado. Así que, en términos generales, a pesar de que el itinerario se ha atrasado, se ha estado tratando de ganar tiempo a través de esa estrategia. 

Mi opinión es que va a ser un poco retador poder cumplir con los 3750 MW que se supone es lo que deberíamos tener operativos para finales del 2025 y principios de 2026. Sin embargo, yo creo que se debe hacer un esfuerzo por maximizar la cantidad que se pueda inyectar de manera segura a las redes, porque también tenemos que velar por la estabilidad del sistema que nos permita ser sostenibles, dar margen al cumplimiento de las próximas metas de energía renovable que establece la ley y poder continuar la evolución en esa dirección. 

Ante el advenimiento de un volumen de energías renovables variables con y sin sistemas de acumulación en baterías, ¿un detalle adicional a evaluar deberá ser la remuneración para sistemas stand alone que puedan brindar servicios complementarios tales como regulación de frecuencia? 

Sí, pero la definición de la remuneración es parte de los procesos de adquisición de los activos. En términos de planificación, se planifica que para poder inyectar determinada cantidad de energías renovables como nos exige la ley, tenemos que tener estos componentes dentro del sistema para hacerlo lo suficientemente flexible para acomodar la intermitencia de esa fuente de generación variable. 

Los sistemas de almacenaje son gran parte de la solución que se tiene que atraer; sin embargo, la economía de esa batería se ve dentro del proceso competitivo de adquisición; o sea, el primer paso sería determinar cuánto necesitamos y en dónde para poder entonces actuar con el acumulador que es el que va a reponer esa pérdida momentánea de la energía renovable. Así que, insisto, el primer paso es cuánto necesitamos y en dónde, y el segundo sería esa remuneración.

Si bien, tenemos una aspiración de un sistema 100% renovable tenemos que también estar conscientes de que no puede ser renovable a cualquier precio, porque si tenemos un sistema 100% renovable a $ 0,75 kWh, qué bien que sea renovable; sin embargo, el costo para el sistema y para la economía del país no lo va a poder aguantar, así que ¿cómo se hace esa remuneración? Eso es parte de los procesos de contratación. 

Ya han habido ya uno, dos y tres tranches, que están corriendo del plan integrado de recurso anterior y uno de los retos grandes que hubo especialmente en el primer tranche fue precisamente es la compensación que se le da a los dueños de sistemas de baterías específicamente a los stand alone, que no están colocalizados con fuentes de generación. 

Fue un reto y recuerdo que había mucha preocupación de que los precios no estaban tan acordes con la realidad de reducir los costos energéticos. 

Entre los primeros proyectos calificados abundan tecnologías solares fotovoltaicas y cada vez más se escucha la advertencia de no colocar todos los huevos en una misma canasta, ¿como se pudiera apostar a una mayor diversificación en el nuevo Plan Integrado de Recursos? 

Yo comparto la expresión y comparto el pensamiento. Hay muchos grupos que tienen intereses particulares y tienen una idea de lo que debería ser la transformación del mercado energético. 

Como exregulador y como persona privada ahora digo que no hay una solución única a nuestra situación energética, la solución va a venir de una combinación de soluciones más pequeñas, armonizando y optimizando esas alternativas para obtener un sistema de eléctrico que cumpla con toda la regulación, que cumpla con la política pública energética, pero que al mismo tiempo sea un sistema confiable y que sea un sistema a bajo costo. 

Mucha gente dice tiene que ser todo renovable y dentro de la renovables, tiene que ser este tipo de renovable; yo digo que no deberíamos centrarnos en cuál es la solución, si no empezar a mirar y optimizar dentro de las opciones que tenemos cuál es la combinación que mejor le sirve al país. Esta discusión debiera ser bien importante dentro del análisis del nuevo plan integrado de recursos.

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Recientemente, el módulo de vidrio doble bifacial de tipo N de DAS Solar demostró un rendimiento excepcional a través de una serie de pruebas rigurosas en el Programa de Calidad de Productos (PQP) de los Laboratorios de Evolución de PV (PVEL).

Como laboratorio de pruebas independiente de reconocimiento mundial, PVEL lleva a cabo evaluaciones exhaustivas de los diseños de módulos PV a través de sus pruebas PQP, evaluando sensibilidades ambientales y mecanismos de degradación.

Las pruebas PQP incluyen una amplia gama de evaluaciones, como ciclos térmicos, calor húmedo, degradación inducida por el potencial, degradación inducida por la luz, degradación inducida por la luz y la temperatura elevada, y secuencias de estrés mecánico.

Los módulos de tipo N de DAS Solar exhibieron un rendimiento sobresaliente en todas las pruebas rigurosas, demostrando la estabilidad y confiabilidad del módulo bajo diversas condiciones ambientales extremas.

En lo que respecta a las plantas de energía fotovoltaica, la estabilidad del módulo impacta directamente en su rendimiento y vida útil. Como resultado de una innovación tecnológica continua, DAS Solar ha estado asegurando el funcionamiento eficiente de los módulos bajo una amplia variedad de condiciones ambientales en los últimos años, mejorando la estabilidad y confiabilidad de sus productos.

El rendimiento de los módulos de tipo N de DAS Solar se mantuvo significativamente sin afectarse durante las recientes pruebas PQP después de haber sido sometidos a 600 ciclos térmicos de estrés a temperaturas que oscilan entre -40°C y 85°C, y 2000 horas de pruebas de Calor Húmedo a 85°C y 85% de humedad relativa. Los materiales y la estructura del módulo demuestran su resistencia en condiciones de frío extremo, calor extremo y humedad.

Existe una necesidad particular de módulos PV resistentes al viento en áreas con recursos eólicos abundantes. En carga mecánica, los módulos de tipo N de DAS Solar demostraron una excelente integridad estructural y una salida de potencia estable, lo que demuestra una resistencia al viento superior. Incluso bajo fuertes embates de viento, los módulos de tipo N de DAS Solar pueden garantizar un suministro de energía seguro y continuo. En áreas con fuerzas eólicas significativas, esta ventaja facilitará la aplicación de los módulos PV de DAS Solar en regiones costeras y de gran altitud.

Los módulos de tipo N de DAS Solar también han demostrado una excelente resistencia al calor, a la luz y una estabilidad a largo plazo en las recientes pruebas de degradación inducida por el potencial (PID) y de degradación inducida por la luz y la temperatura elevada (LETID). Sus principales fortalezas en innovación tecnológica, selección de materiales, diseño estructural y procesos de fabricación se destacan en estos resultados. Además, al proporcionar a los clientes servicios de productos altamente confiables durante todo el ciclo de vida del módulo, DAS Solar ofrece una garantía de materiales de 15 años y una garantía de salida de potencia de 30 años, asegurando una mayor generación de electricidad y mayores rendimientos durante todo el ciclo de vida del módulo.

A lo largo de los años, DAS Solar ha estado investigando y desarrollando tecnología de tipo N para satisfacer diversos entornos extremos, como desiertos, montañas, mares y selvas tropicales. Como empresa líder en tecnología de tipo N, el rendimiento excepcional en las pruebas de PVEL sirve como un testimonio poderoso del compromiso de DAS Solar con la innovación tecnológica y la calidad.

Al someter continuamente a prueba y certificar sus productos fotovoltaicos, DAS Solar asegurará que su tecnología de investigación y desarrollo y el rendimiento del producto sigan estando a la par con los estándares de la industria, proporcionando productos fotovoltaicos superiores a los clientes globales.

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