Yearly: 2022

En medio de un momento inflacionario (junio cerró con 5,3% según el Instituto Nacional de Estadísticas y Censos) y la segmentación de tarifas energéticas en Argentina, el Gobierno Nacional actualizó el monto del Certificado de Crédito Fiscal (CCF), aquel beneficio para los usuarios – generadores que hayan instalado un equipo de generación distribuida en los términos establecidos en la Ley N° 27.424. 

A través de la Disposición 33/2022, la Subsecretaría de Energía Eléctrica elevó el monto por unidad de potencia instalada de $45 a $65 por cada watt, lo que representa un incremento cercano al 44%. Mientras que el tope máximo a otorgar por cada U/G beneficiario, la suma total subió de $3.000.000 a $4.500.000, es decir, exactamente el 50%. 

Y según detalla la disposición publicada en Boletín Oficial, los montos del incentivo promocional de Certificado de Crédito Fiscal establecidos serán aplicables para las solicitudes de reserva de cupo aprobadas a partir del 1 de enero de 2022 y hasta el 31 de diciembre de 2022. 

De este modo, es el segundo aumento del CCF en prácticamente un año (el anterior se dio el 22 de julio de 2021), luego de que los importes quedaran en stand by entre finales del 2019 y 2021, aún con el contexto macroeconómico que atravesó Argentina. 

Aunque cabe aclarar que este beneficio fiscal se orienta principalmente a pequeñas y medianas empresas (PyMEs) y a comercios, justo en un marco de creciente interés por la generación distribuida renovable a lo largo y a lo ancho del país. 

La demostración se da en que mayo fue récord en cuanto a potencia instalada en este segmento, con 2749 kW repartidos en 39 nuevos usuarios – generadores. Y sumado a los números de junio (25 U/G y 358 kW), la generación distribuida ya acumula 15168 kW instalados en 891 U/G, además de 6.658 kW de potencia reservada por el distribuidor en 428 proyectos.

¿Es acorde la actualización del monto del certificado?

Martín Dapelo, socio fundador de ON-Networking Business, conversó con Energía Estratégica y manifestó que los nuevos valores son correctos de acuerdo al tipo de cambio oficial del dólar, ya que se mantiene la relación con la cotización de dicha moneda ($60 x USD en 2019 – $97 x USD en 2021 – $135 x USD en 2022). 

Sin embargo, aunque celebró la actualización del CCF y consideró que es “una buena noticia”,  el especialista aclaró que “pierde relevancia a medida que existen complicaciones en la importación de los productos, que deriva en incremento de precios, con lo cual, el beneficio para el cliente final termina siendo menor”. 

“El precio de los componentes subió en dólares en todo ese período debido a las distintas resoluciones del Banco Central, las restricciones que tienen las importaciones y diversos factores, como por ejemplo el aumento de los fletes internacionales”, explicó.

“Y por otro lado, otra medida que falta para el sector de la generación distribuida es la implementación del FODIS, representando la rebaja de algunos puntos de tasa de interés y del acceso al financiamiento, el mercado podría tomar otro vuelo”, agregó. 

El Ministerio de Minas y Energía de Brasil dio a conocer más condiciones de las Subastas de Nueva Energía A-5 y A-6 (LEN por sus siglas en portugués) de este año, que prevén la compra de energía eléctrica a empresas de nueva generación. 

Una de los requisitos destacados publicados en el Diario Oficial de la Unión es que el 50% de la demanda de energía declarada por las distribuidoras debe ser contratada a partir de pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH de hasta 50 MW). 

“El establecimiento de la asignación del 50% (cincuenta por ciento) de la demanda declarada por las distribuidoras para la contratación de centrales hidroeléctricas de hasta 50 MW seguirá las demás disposiciones de competitividad establecidas en las Subastas de Energía, observándose que, si no hay suficiente oferta a la demanda distribuida para cualquier producto, habrá una redistribución de la demanda, en los términos de este sistema”, aclara el documento gubernamental.

Estas subastas serán las primeras para contratar energía proveniente PCH, en la que ya hubo 190 ofertas por un total de 3191 MW de capacidad de proyectos hidroeléctricos de baja, mediana y gran escala entre las dos convocatorias previamente mencionadas, 

De igual manera, es preciso recordar que la Subasta de Nueva Energía A-5 fue récord de suministro registrado, 2044 centrales de energía limpia que acumulan 830005 MW de potencia entre todas las tecnologías presentadas. 

¿Cómo será el proceso licitatorio? Tanto la LEN A-5 como la A-6 se realizarán el viernes 16 de septiembre de este año, pero la eventual compra frustrada en la primera de ellas no será contratada en la segunda. 

En ambos casos, la primera fase será sólo para las usinas hidroeléctricas con capacidad superior a 50 MW (UHE Caso 1) y los vendedores podrán presentar una sola oferta por los emprendimientos. 

Tras ofertar más bajo, o igual, que el precio de referencia, y cuyas ofertas no superen el 105% del precio mínimo propuesto, se podrán dar nuevas ofertas por el derecho a participar de UHE Caso 1, lo que daría lugar a la etapa continua en la que se presenta una sola oferta por parte de los titulares de derechos de participación de las UHE, con un precio asociado a la cantidad de lotes destinados.

En caso de empate en los precios ofertados, se priorizará el orden ascendente de lotes ofertados y, si persiste el empate, por el orden cronológico de presentación de las ofertas. Mientras que aquellos derechos de participación cuyos lotes no se negocien efectivamente en esta fase, caducarán al término de la subasta, según reporta la publicación en el Diario Oficial de la Unión. 

“Pero si no existieran empresas hidroeléctricas de esta índole para la licitación de otorgamiento de la concesión, el sistema pasará directamente a la segunda fase”, agrega. Allí se se subastarán las otras tecnologías e hidroeléctricas caso 2 (menores a 50 MW de capacidad), con el mismo mecanismo implementado en la etapa anterior. 

El pasado lunes, el Gobierno de Colombia anunció los resultados de la primera convocatoria de hidrógeno, liderada por el FENOGE, en la cual se aprobó el financiamiento de 10 proyectos por un valor de $6.570 millones (1,5 millones de dólares).

Las propuestas elegidas fueron las de los promotores: VATIA S.A. E.S.P., Busscar de Colombia S.A.S., Energal BioGas S.A.S, Solenium S.A.S., H2NOSTRUM, H2 Andes S.A.S., TE H2 SAS, Sociedad De Gestión Grupo TW Solar Colombia S.A.S. Universidad de Antioquia.

Según pudo saber Energía Estratégica, algunas de ellas proponen la creación de Hubs de hidrógeno verde; otras la producción de hidrógeno no sólo desde fuentes eólicas y solares, sino a partir de biomasa y biometano; otras para producción de amoníaco verde; también hay para la movilidad masiva y transporte pesado con hidrógeno.

No obstante, los promotores ahora deberán rubricar sus respectivos contratos con el FENOGE para que los emprendimientos puedan obtener el apoyo para sus estudios.

“Ahora vamos a surtir una etapa contractual para firmar un convenio con cada uno de ellos, donde nos ponemos de acuerdo en las características que van a tener los estudios”, confía a este medio Katharina Grosso, directora ejecutiva de la entidad.

La funcionaria explica que la principal condición que podría ser limitante para el avance de alguno de estos proyectos es el aporte de capital que tienen que hacer los respectivos oferentes, correspondiente al 10% del proyecto.

Si el solicitante no desenvuelve su contraparte, el emprendimiento dejaría de estar seleccionado y, en su lugar, podría ingresar otro emprendimiento de los que quedaron en la lista.

Para contar con precisión sobre los montos y conocer al detalle la realidad de cada presupuesto, el FENOGE en estos momentos está realizando sondeos del mercado.

Cabe recordar que se habían presentado 58 proyectos de hidrógeno en distintos puntos del país (divididos en un 60% de producción de hidrógeno verde, en un en un 12% de acondicionamiento y transporte; y un 28% en otros usos del hidrógeno).

Por otra parte, Grosso indica que, en virtud de estos análisis y de la posible adquisición de nuevos fondos, el FENOGE seguiría impulsando proyectos que estén bien calificados entre los ofertados.

Por caso, la directora ejecutiva de la entidad cuenta que la GIZ (Gobierno alemán) y el Korea Eximbank (Gobierno surcoreano) están analizando la posibilidad de financiar emprendimientos de los presentados.

Firmas de contrato

Luego de que el FENOGE determine bien los presupuestos de consultoría y solicitar el 10% correspondiente a los participantes para el avance de los proyectos, se procederá a la firma de contratos de quienes depositen el dinero. Este proceso duraría unas semanas.

Se espera que para marzo del 2023 queden concluidos todos los estudios de factibilidad y prefactibilidad.

“La idea es que, si el solicitante quiere, les sigamos haciendo el acompañamiento, buscando recursos hasta llevarlo a la bancabilidad, si es proyecto muestra una factibilidad positiva. Para eso estamos trabajando en la estructuración de un fondo de preinversión no reembolsable”, resalta Grosso.

Goldwind, proveedor de soluciones integrales de energía eólica, celebra que Loma Blanca se mantiene en lo alto de la producción eólica global. Bien es sabido que las características de los vientos de la zona sur en Argentina son los mejores aliados para centrales eléctricas de estas tecnologías. 

El último Informe Mensual Generación Renovable Variable provisto por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) revela que el P.E. Loma Blanca III se mantiene en el TOP 3 de performance eólica en el país (57.6%). Pero aquello no sería todo. 

Analizando los datos históricos provistos por CAMMESA, Goldwind repasa que, de entre un total de 3292 MW instalados en Argentina y entre 57 proyectos, los parques eólicos de Goldwind en Chubut, Loma Blanca I (60.32%) y Loma Blanca III (59.95%) están en el puesto 1 y 2, mientras que Loma Blanca II (57.6%) y Loma Blanca VI (56.36), en el lugar 4to y 5to en los últimos seis meses.

Los mejores números

En el informe de marzo, CAMMESA confirmó que los parques eólicos Loma Blanca I, Loma Blanca III y Loma Blanca II ocuparon top 3 del ranking de Factor de Capacidad con 61.1%, 60.2% y 57% respectivamente. 

Por otro parte, la disponibilidad de los parques Loma Blanca también es otro hito reseñable, ya que tiene un histórico de 99.81%; siendo Loma Blanca I el que tiene la mayor disponibilidad con 99.9%. 

“La combinación entre factor de capacidad y disponibilidad de nuestros aerogeneradores en Argentina dan fe del rendimiento y la calidad de nuestra tecnología. Sabemos que nuestras ofertas son altamente competitivas no solo en cuanto a performance sino también en relación a lo económico. No es casualidad que estemos en el top3 a nivel mundial en lo que respecta a capacidad total instalada” destacó Fernando Errea, Gerente de Ventas de Goldwind Argentina.

Tanto los datos coyunturales como el análisis histórico de la performance de los proyectos de Goldwind en la Patagonia son la mejor tarjeta de presentación en el 2022, “un año bisagra”, según Goldwind, en lo que respecta a los objetivos de la compañía reenfocando su actividad hacia el aumento del share de mercado consolidando su estrategia de ventas.

Finalizó el plazo para efectuar la renegociación de los contratos de suministro de energía. La Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) comunicó que, tras intensivas conversaciones entre su equipo y los empresarios generadores privados, aún no llegaron a un acuerdo con todas las partes.

Por su parte, la ENEE postuló bajar a USD 0,11 kWh el precio promedio actual de los 28 contratos cuestionados por el gobierno, que ronda los 15.65 centavos de dólar el kWh.

Esto llevaría a que los contratos de generación renovable variable -3 eólicos y 18 solares- se enfrenten a una propuesta de 9 centavos las solares, 10,67 centavos las eólicas (entendiendo que la estatal quiere reducir unos 4.65 ctvs de dólar el kWh a cada cual).

Del otro lado de la vereda, las empresas solares ofrecieron rebajar de 14.5 a 13.82 centavos de dólar el kWh los PPA solares.  Mientras que las eólicas propusieron bajar de 15.8 a 14.4 centavos de dólar el kWh los PPA eólicos.

Ahora bien, para llevar a cabo dicha disminución de los precios de los contratos de generación, los privados eólicos y solares solicitaron ampliar la vigencia de estos contratos de entre 5 a 10 años y sumar 15 años más de exoneraciones de impuestos. 

Esta solicitud, junto a la reducción de sólo 0,14 y 0,7 centavos de dólar fue mal vista por la estatal, que la consideró como “no aceptable” y lejana a su propia propuesta. 

De allí, la ENEE ordenó a la Comisión Nacional de Auditoría realizar una evaluación estados financieros, costos fijos y variables de operación y mantenimiento, así como cualquier otro costo o beneficio aplicable a las centrales para adquirir más elementos que lleven a que la ENEE fortalezca su propuesta de precio justo por kWh para cada uno de los contratos y tecnologías, a la espera que estas sí sean aceptadas por los empresarios.

Es preciso llegar a un consenso entre las partes, ya que la resolución de estos 28 contratos resulta clave para la estabilidad del mercado eléctrico local. Según informa la ENEE, los PPA en evaluación representan 567 MW de capacidad térmica, 219 MW eólica y 538 MW solar, lo que los hace responsables de la cobertura de hasta un 73% de la demanda máxima de energía que asciende a los 1780 MW en hora pico del sistema.

Pese a que aún resta suscribir un nuevo precio para cada uno de los contratos en juego, esta extensión de tiempo hasta conocer una contrapropuesta ha dado un respiro a las partes. Se espera que estas puedan ampliar las conversaciones en vistas a colaborar en la recuperación de los estados financieros de la ENEE, reducir tarifas y honrar pagos a generadoras privadas a largo plazo.

Es oficial: Honduras anuncia licitaciones y propone reducción de precios en la renegociación de contratos 

A través de esta sociedad comercial, Aldo Solar se convierte en un centro de distribución de  paneles fotovoltaicos de JA Solar en el  país.

Aldo Pereira Teixeira, fundador de Aldo, expresa: “estamos muy contentos de celebrar esta nueva alianza con JA Solar. Siempre buscamos traer soluciones innovadoras al mercado y estamos seguros de que los paneles fotovoltaicos monofaciales de 550 W de JA Solar  de la familia Deep Blue 3.0 brindarán a nuestros clientes una excelente solución rentable”.

«Esto ampliará aún más la penetración de la energía solar en la  generación distribuida  para cada vez más consumidores brasileños», agrega.

“Estamos muy entusiasmados con esta nueva asociación con Aldo Solar para la distribución de  paneles fotovoltaicos de JA Solar. Es  una empresa pionera en el segmento de distribución de soluciones de energía solar en el país».

«Aldo es sinónimo de confianza, capilaridad y trabajo serio. Por lo tanto, a través de este acuerdo de distribución y la nueva asociación entre las empresas, el mercado fotovoltaico en  generación distribuida  será aún más fuerte y pujante”, valora  Fernando Castro, Country Manager de JA Solar en Brasil .

40 años en el mercado de distribución

Adquirida en septiembre de 2021 por  Brookfield , Aldo Solar, líder en comercialización de soluciones para la generación de energía solar en el país.

Así,  con 40 años en el camino,  una empresa es socia de los mayores players mundiales del  sector fotovoltaico  y tiene una participación de mercado del 30% en el mercado brasileño. Y ahora, Aldo Solar y JA Solar son socios para la distribución de  paneles fotovoltaicos de JA Solar .

Brookfield y Aldo Solar tienen perfiles enfocados en sustentabilidad y energías renovables. Juntos, harán esfuerzos para que la empresa amplíe aún más su liderazgo en el mercado brasileño. Con eso, puede usar toda su influencia, fuerza y ​​tamaño para traer más negocios a sus clientes y socios.

En Centroamérica y el Caribe las energías renovables vienen ganando terreno en las matrices de generación eléctrica con un poco más de 5000 MW instalados en la última década.

Aunque El Salvador muestra solo un tímido avance de 950 MW a 1593 MW renovables entre 2012 y 2021, el ojo inversor está atento a nuevos horizontes de negocios que, supeditados al aumento de la demanda, permitan impulsar nuevos desarrollos en este país.

En tal sentido, Bitcoin City se vislumbra como el proyecto que más requerimientos energéticos tendría en el país tras su construcción, despertando muchas expectativas para empresas renovables.

El mismo presidente de El Salvador, Nayib Bukele, aseguró que no concibe esta metrópolis sin garantizar su sostenibilidad. Por lo que propuso que la principal fuente de generación que supla la nueva demanda sea renovable.

“Será energía limpia, barata y renovable”, indicó Bukele.

En específico, el plan del ejecutivo comunicado desde el año pasado, contempla ampliar el parque de generación con geotermia principalmente proveniente del volcán Conchagua. Sin embargo, tanto el sector público como privado también avanzarán con energía solar.

Por el lado de la Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET), prevé impulsar al año 2025 cinco proyectos de energía solar por 300 MW en distintos puntos del país (ver detalle). Mientras que geotermia ya planifica dos proyectos que totalizan 45 MW; es el caso de Chinameca (25 MW) y San Vicente (20 MW) que podrían concluirse al año 2027.

Desde la iniciativa privada, «Anchor I» será el primer proyecto renovable que se concrete en específico para apoyar la minería de criptomonedas en El Salvador. La iniciativa que se construirá en el departamento de Chalatenango, ya cuenta con el apoyo del fondo inversor Zonte Capital.

¿Ficción o realidad? 

El eje de la política de la actual administración de gobierno se encuentra enfocado en acciones para mejorar el sistema de salud y acabar con grupos terroristas locales, lo que podría llevar a pensar que el proyecto de Bitcoin City y la ampliación del parque de generación renovable no prosperarán. Pero el sector energético no se quedaría atrás.

“El proyecto de la criptomoneda podría dar lugar a que se abran oportunidades de generación”, sostuvo a este medio un profesional con más de 30 años en el sector eléctrico salvadoreño.

Y agregó: “Por iniciativa gubernamental ya se están buscando propiedades para instalar parques de energía fotovoltaica hacia el norte”.

Desde la Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET) estarían demostrando pequeños avances en materia de reducción de tarifas y ampliación del parque de generación. Aunque aún no hay anuncios de próximas licitaciones, ya se prevén nuevos proyectos que vayan a cubrir la demanda de determinados sectores productivos del país.

El Salvador plantea 445 MW renovables para contrarrestar el avance del gas e importar menos energía

Hasta tanto aquello suceda, las energías renovables, como hidroeléctrica y geotérmica, continúan contribuyendo significativamente a la producción de electricidad limpia y económica para el país.

En tal sentido, la SIGET comunicó el pasado viernes 15 de julio que “las centrales de generación de la CEL y LaGeo aportaron, cerca del 40% del total de la energía inyectada en el segundo trimestre del año”, asegurando que este aporte ha sido clave para lograr la estabilidad de las tarifas eléctricas de los salvadoreños.

En concreto, la mayor contribución fue de la generación de energía hidroeléctrica que, tras haber duplicado su producción, inyectó el 28.13% del total de la energía en el segundo trimestre del presente año, en comparación de 14.78% en el primer trimestre.

Hoy, el Consejo Mundial de Energía Eólica (‘GWEC’) publica un plan de acción para que los formuladores de políticas encuentren una salida a la actual crisis energética y del cambio climático. El plan de cinco puntos, Acelerar las energías renovables para lograr la seguridad energética, la asequibilidad y la acción climática, aborda la necesidad de restablecer el orden en los mercados energéticos al mismo tiempo que se cumplen los objetivos climáticos y se crea una transición energética segura y estable.

El plan se publica en el contexto de temperaturas récord y estrés económico en todo el mundo provocado por estas crisis. Una ola de calor ha causado miles de muertes en España y Portugal, mientras que la sequía y los incendios forestales han afectado este año a Francia, Italia, Grecia, Croacia, Turquía y Marruecos. Las altas temperaturas históricas están afectando al Reino Unido y los EE. UU., la India ha experimentado una serie de olas de calor en los últimos meses y China soportó el junio más caluroso registrado este año. Mientras tanto, la crisis energética ha contribuido a una crisis económica, disturbios civiles masivos e inestabilidad política en Sri Lanka.

Estos eventos están conectados y son sintomáticos de una transición de energía volátil y desordenada. Destacan la necesidad de una acción urgente para acelerar el despliegue de energía renovable para aliviar el dolor económico, reducir los costos de energía y ponernos en un camino de cero neto. La energía eólica se puede ampliar rápidamente en los próximos años para ofrecer soluciones a la volatilidad de los precios de la energía, la inseguridad energética y la dependencia de los combustibles fósiles, mientras se construye una transición energética segura a mediano y largo plazo.

Ben Backwell, director ejecutivo del Consejo Mundial de Energía Eólica (GWEC), dijo: “El mundo se enfrenta a crisis gemelas de seguridad energética y asequibilidad, por un lado, y a la amenaza de acelerar el calentamiento global, por el otro. Necesita hacer un cambio decisivo para alejarse de los combustibles fósiles, en lugar de prolongar la dependencia de ellos. La solución debe estar liderada por las energías renovables, que pueden proporcionar electricidad limpia y confiable a los ciudadanos y las empresas utilizando los recursos autóctonos ilimitados del viento y el sol. El aumento rápido de la energía eólica también puede proporcionar enormes beneficios para la sociedad, desde empleos adicionales hasta inversiones internas para aire más limpio y mayor seguridad hídrica.

“Estamos presenciando desajustes en las políticas y el mercado en términos de lograr la transición energética, resolver el trilema energético y lograr una recuperación ecológica tras la pandemia de COVID-19. Los cinco pasos de este plan ayudarán a aliviar algunos de los cuellos de botella en el despliegue de las energías renovables causados ​​por la falta de voluntad política, los esquemas de permisos excesivamente largos o la prioridad de los combustibles fósiles contaminantes existentes. Alinear la política con las recomendaciones puede ayudar a los gobiernos a lograr una transición ordenada y escapar de los peligros de depender de los combustibles fósiles”.

Los cinco puntos

Con cinco acciones, los gobiernos pueden permitir grandes volúmenes de energía verde para aliviar la seguridad energética y las crisis climáticas, al tiempo que evitan decisiones que afianzan la dependencia de los combustibles fósiles y corren el riesgo de sufrir crisis peores en el futuro.

Agilice con urgencia los permisos para producir un gran aumento en la capacidad eólica en los próximos 1 a 3 años y construya una cartera de proyectos compatibles con cero neto.
Implemente un plan de acción de acceso a la red para conectar grandes volúmenes de energía renovable.
Introduzca mecanismos simplificados para la adquisición y fijación de precios de energía limpia para desbloquear rápidamente la inversión.
Evite encerrarse en la generación basada en combustibles fósiles a gran escala.
Comprometerse con firmes planes e hitos de transición energética para permitir que la industria de las energías renovables planifique un desarrollo saludable de la cadena de suministro.

Los formuladores de políticas deben tomar decisiones sensatas que prioricen la transición energética y sean sensibles a los riesgos sociales, económicos, ambientales y de seguridad nacional de la dependencia prolongada de los combustibles fósiles. Estos cinco pasos pueden marcar el comienzo de una transformación del sistema que beneficie a toda la sociedad.

Descargue el informe desde: https://gwec.net/market-intelligence/resources/accelerating-renewables-to-achieve-energy-security-affordability-and-climate-action

Casi 435 PMGD se han declarado o están en proceso de declararse en construcción, por alrededor de 2,5 GW.

Los emprendimientos quieren acogerse a precio estabilizado que propone el Decreto Supremo 88 (que supone mayor rentabilidad para proyectos solares respecto al nuevo esquema de bandas horarias) y, para ello, la Comisión Nacional de Energía (CNE) tendrá tiempo hasta octubre para analizar todos esos emprendimientos.

Se trata de todo un desafío al que se le suman demoras de organismos del Gobierno asociados a la permisología de los proyectos de energía, como Vialidad, CONAF, SEA, entre otros, que impide que los proyectos de generación puedan avanzar y esto frente a un escenario de estrechez energética sin precedentes y a un compromiso de llegar a una matriz 100% renovable.

Pero a esta dificultad, se le agregan otras. Por un lado, a nivel de distribución, los alimentadores están saturados a las horas de sol.

Según fuentes de la industria, las obras adicionales de distribuidoras comienzan a atrasarse lo que redunda en impactos en la generación, como recortes por ‘prorrata de potencia’, que consiste en limitar la inyección de las centrales, lo que afecta su rentabilidad y, por ende, a nuevas inversiones.

Algo similar está sucediendo a nivel de transmisión. Las subestaciones también están saturadas y se necesitan ampliaciones para que todos los PMGD que hay puedan despachar su energía.

Hoy en día hay PMGD que están completamente listos desde hace meses, pero no puedan inyectar debido a la falta de capacidad en distribución o transmisión.

En diálogo con Energía Estratégica, Katherine Hoelck, experta en energía y presidenta de CIGRE Chile, indica que una forma de que se resuelva este atolladero es que se apruebe un marco regulatorio que incorpore el almacenamiento a partir de baterías.

“Al incorporar almacenamiento se puede inyectar menos a las horas de sol, reservar eso para la noche donde hay más holgura para que se pueda inyectar y cuando más lo necesita el sistema. Una manera de descongestionar redes y subestaciones es con almacenamiento”, resalta la Ingeniera Civil Eléctrica.

Uno de los principales aspectos a los que apunta tiene que ver con la remuneración. “Un inversionista no sabe cuánto va a ganar. La evaluación completa no la pueden hacer porque no sabes de cuánto será el pago por potencia” de un proyecto con baterías, indica Hoelck.

Tampoco existe una norma que les indique a las distribuidoras cómo incluir el almacenamiento en los estudios, tema que se abarcará en detalle en la actualización de la NTCO de PMGD que hoy se encuentra en

“A mi juicio, la solución es sacar toda la regulación asociada a almacenamiento. Porque si se tienen claras todas las reglas de juego, todos los PMGD que necesitan obras adicionales podrían gestionar su inyección, volcando un porcentaje en horas de sol y otro durante la noche”, destaca Hoelck.

Y argumenta: “Entonces no se necesitaría hacer el mismo refuerzo de red porque se inyectaría en horarios distintos. Lo mismo ocurriría con la congestión en transmisión, descongestionándose”.

“La solución a todo esto es que toda la regulación vinculada al almacenamiento salga cuanto antes”, concluye.

El proyecto de ley que prevé un régimen nacional de promoción del hidrógeno se encuentra en stand by a casi diez meses de haber ingresado en la Honorable Cámara de Diputados de la Nación, debido a la renovación del Poder Legislativo en el último año.’

Para ser precisos, luego de las elecciones del 2021, la Comisión de Energía recién se conformó en los últimos días de mayo y sumado al período de recesión entrante, la iniciativa aún no tuvo avances en la Cámara Baja. 

Juan Carlos Villalonga, Presidente de Globe y miembro de la PlataformaH2 Argentina, le confirmó a Energía Estratégica que siguen trabajando en una revisión más detallada de la propuesta legislativa y ya detectaron algunos ajustes que pueden mejorar el documento e comenzar el debate sobre el H2 en el país. 

De todos modos, el especialista adelantó que el próximo martes 9 de agosto habrá una primera jornada en Diputados, convocada por Pamela Verasay (reemplaza a Gustavo Menna como firmante junto a Jimena Latorre) en conjunto con GLOBE. 

“Estamos organizando un evento donde participarán diputados de diferentes bloques y representantes del sector privado para lanzar la discusión, a lo cual ojalá aparezcan más proyectos y se dé el proyecto del Poder Ejecutivo”, aseguró Villalonga

“Esto requiere una mirada de muy largo plazo. Necesita que toda la política entienda eso y es importante que la discusión de la ley sea una gran oportunidad para comprender todo el proceso”, agregó

También puede leer: Proyecto Tierra del Fuego: ¿Cómo debería ser la ley de hidrógeno de Argentina?

Y cabe recordar que la PlataformaH2 Argentina fue la coalición que presentó el proyecto de ley en cuestión, que tiene el objetivo de ser un régimen que promueva la innovación, el desarrollo, la producción y exportación del hidrógeno de origen renovable «como combustible y vector de energía y como insumo para procesos químicos e industriales».

La propuesta incluye un Régimen de Promoción de 20 años de vigencia que incluye beneficios impositivos y facilidades para la importación de bienes de capital, además de estabilidad fiscal por el mismo período de tiempo para todo proyecto que sea aprobado para incorporarse al régimen.

Aunque también es cierto que existen otras iniciativas vinculadas al hidrógeno verde y a las renovables. La primera de ellas sugiere la elaboración, seguimiento y actualización del del Plan Nacional Estratégico de Energías Renovables y la creación  del Fondo Nacional de Fomento del Hidrógeno Verde (FONHIDROV) – el Congreso deberá fijar presupuesto inicial – y del Instituto del Hidrógeno como una entidad autárquica del estado, entre otras medidas. 

Mientras que a su vez, se espera que el Gobierno Nacional presente su estrategia de H2 en diciembre de este año, hecho que ya dio a anticipó Rodrigo Rodriguez Tornquist, subsecretario de conocimiento para el desarrollo de la Secretaría de Asuntos Estratégicos de la Presidencia de la Nación. 

AGEERA se unió a la PlataformaH2 Argentina

No es un detalle menor que la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina forme parte de la coalición que avanza en el diálogo del H2 en el país, debido a que a partir de ahora no sólo estará sólo está representado el sector renovable, sino que también todo el sector eléctrico. 

“Abre la puerta a todos los colores del H2, ya que si bien uno promueve el H2 verde a partir de renovables, se deben tener en cuenta todas las opciones porque si algo surge o debe hacerse en otras alternativas, la ley lo prevé y está el marco normativo correspondiente. Es importante que cuando se discuta, el sector tenga bien acercada todas las posibilidades y que los matices estén aceitados”, concluyó Villalonga. 

El Ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, en compañía del Presidente de la República, Iván Duque, anunciaron este lunes los resultados de la primera convocatoria de hidrógeno, liderada por el FENOGE y en la cual se aprobó el financiamiento de 10 proyectos por un valor de $6.570 millones.

El objetivo de esta convocatoria fue el de financiar estudios de preinversión de proyectos en etapas de prefactibilidad o factibilidad en toda la cadena de valor del hidrógeno verde y azul en el país.

“Este ha sido el Gobierno de la Transición Energética y de las energías renovables en Colombia. Cuando empezó nuestro Gobierno, el país tenía precarios 28 MWp en capacidad instalada y hoy tenemos, entre proyectos terminados y próximos a ser entregados, 2.800 MWp y vendrán 4.500 MWp más en los próximos dos años. Eso es pasar desde el 0,2% a llegar al 20% de la matriz energética de Colombia proveniente de fuentes renovables”, dijo el Presidente de la República, Iván Duque Márquez.

Esta Convocatoria se desarrolló en cuatro fases: la primera, se basó en la socialización de la convocatoria y recepción de los proyectos; en la segunda se llevó a cabo la clasificación, análisis y priorización de cada una de las manifestaciones de interés mediante criterios de calidad en la estructuración, potencial de innovación, escalabilidad y replicabilidad; la tercera fase, la publicación de una lista de proyectos elegibles; y la última fase fue la ejecución los estudios de preinversión de los proyectos priorizados.

“Esta convocatoria fue todo un éxito pues, a pesar de ser la primera para financiar proyectos de hidrógeno en el país, recibimos un total de 58 manifestaciones de interés. Es importante resaltar que se presentaron iniciativas en producción de hidrógeno verde en un 60%, acondicionamiento y transporte en un 12% y en usos del hidrógeno en un 28%, lo cual, en definitiva, es una señal positiva para el sector energético colombiano.

Este tipo de convocatorias están alineadas con la Hoja de Ruta del Hidrógeno, en la cual se evidencia que el país tiene potencial para convertirse en el principal exportador de hidrógeno de cero y bajas emisiones de la región”, dijo el Ministro de Minas y Energía, Diego Mesa.

Los proyectos presentados se encuentran concentrados en la zona Centro del país en un 42,11 %, zona Caribe en un 28,07 %, Eje Cafetero en un 10,53 % y en el resto del país en un 19,29 % y las firmas elegidas en esta primera convocatoria fueron VATIA S.A. E.S.P., Busscar de Colombia S.A.S., Energal BioGas S.A.S, Solenium S.A.S., H2NOSTRUM, H2 Andes S.A.S., TE H2 SAS, Sociedad De Gestión Grupo TW Solar Colombia S.A.S. Universidad de Antioquia.

Con el anuncio de los resultados, los estudios de preinversión se empezarán a ejecutar desde este momento, y posteriormente, se compartirán con el país los resultados preliminares de estos.

De igual manera, se planteará el diseño de mecanismos de inversión y financiación innovadores y flexibles que aceleren la ejecución de las iniciativas de producción de hidrógeno verde y azul en el país a través de la destinación y multiplicación de recursos reembolsables y/o no reembolsables que contribuyan a su implementación.

“Es con hechos como le aportamos al país y esta convocatoria solo fue la primera de varias iniciativas que lanzará FENOGE en el marco de ‘Más Hidrógeno Colombia’, como parte de la estrategia de implementación del hidrógeno prevista para el país. Acompañaremos a los proyectos en el proceso, seguiremos trabajando en ser los facilitadores del desarrollo del mercado del hidrógeno a través de la canalización de recursos e inversiones que contribuyan al cierre financiero de los proyectos y sumando la transición energética. Con gran ilusión vemos el potencial de Colombia como un actor relevante en esta nueva dinámica de mercado que propone el hidrógeno para el sector energético”, dijo la directora ejecutiva del FENOGE, Katharina Grosso.

Esta primera convocatoria se pudo llevar a cabo gracias al apoyo que recibió el Ministerio de Minas y Energía por parte del Ministerio de Economía y Protección del Clima de Alemania a través de su Agencia GIZ, el Gobierno Coreano representando por el Korea Eximbank, así como aliados expertos en hidrógeno, que desde su conocimiento se encargaron de evaluar cada uno de los proyectos presentados, tales como Colombia Inteligente y el Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL) con apoyo de USAID.

La energía solar fotovoltaica volvió a dar otro gran salto en Brasil: alcanzó 16414 MW instalados y se convirtió en la tercera tecnología con mayor capacidad operativa de la matriz eléctrica del país (195164 MW), superando a las bioenergías y al gas natural. 

Y por delante sólo se encuentran la hidroeléctrica (109528 MW) y la eólica (21953 MW con casi 800 parques operativos), lo que significa que las renovables ya ocupan poco más del 80% del total de potencia destinada a la generación de electricidad. 

Según los datos de la Asociación Brasileña de la Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), se instalaron 562 MW en el transcurso del último mes, de los cuales 500 MW corresponden a generación distribuida (11315 MW) y el resto a la denominada “generación centralizada” (5099 MW). 

Situación que sostiene al país como el mercado solar más grande de Latinoamérica e incluso los 562 MW representan más potencia de la que otros países de la región lograron instalar en los últimos meses o incluso años. 

A eso se debe agregar que la fuente solar ya trajo a Brasil más de R$ 87,1 mil millones en nuevas inversiones, R$ 23,5 mil millones en las arcas públicas y generó más de 492000 empleos desde 2012, según datos de la Asociación

Uno por uno, los grandes ganadores de la Subasta de Energía Nueva A-4 de Brasil

Por otro lado, también existen otros 56 GW de parques solares que ya fueron reservados por las autoridades energéticas del país y que están en proceso de construcción (o bien todavía no iniciaron las obras), mayormente adjudicadas en diferentes licitaciones que se llevaron a cabo en el último tiempo. 

Y cabe recordar que en la reciente Subasta de Energía Nueva A-4 (LEN A-4 por sus siglas en portugués) se adjudicaron cinco usinas fotovoltaicas por un total de 166,06 MW, pero se espera que la cantidad de megavatios asignados aumente en la LEN A – 5, prevista para septiembre de este año. 

Dicha convocatoria tuvo un nuevo récord de suministro registrado, donde la tecnología solar tuvo mayor interés, con 1345 proyectos inscriptos por 55822 MW de suministro; seguido por la energía eólica, con 574 centrales de generación que tendrían una capacidad de 23156 MW. 

El sudeste de Brasil domina el mercado fotovoltaico

Cuatro entidades federativas del sur y sudeste de Brasil son las principales responsables del gran impulso a la generación distribuida.

Y Minas Gerais continúa liderando el ranking con más potencia en GD (1839,6 MW) y el que tiene las proyecciones más altas en proyectos “centralizados”, con 27316,8 MW otorgados, que se dividen en 730,2 MW en operación, 2646,6 MW en construcción y 23940,1 MW todavía sin inicio de obra.

El podio de la GD lo completan Sao Paulo (1500,9 MW) y Río Grande do Sul (1313,3 MW); mientras que en el segmento de mayor escala, Bahía se ubica segundo (8375,7 MW otorgados), seguido por Piauí (6008,8 MW).

Durante el sexto panel de la primera jornada del evento Latam Future Energy Summit Southern Cone, producido por Energía Estratégica e Invest In Latam, llevado a cabo los días 6 y 7 de julio en Santiago, Cristián Sepúlveda, Gerente Ejecutivo de la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP), enfatizó sobre la Licitación de Suministro como una gran oportunidad de crecimiento para esta tecnología en Chile.

“Como industria, nos presentamos con el proyecto de Likana, de 690 MW. Va a contar con tres torres de concentración, de 230 MW cada una, y con 12 horas de almacenamiento”, precisó el directivo.

Y se esperanzó: “Estamos muy confiados en que este es nuestro año y que Likana será la punta de lanza”. “Si se adjudica (Likana), vendrán nuevos proyectos más de CSP”, aseguró.

Sin embargo, no está claro que el proyecto de Concentración Solar de Potencia (CSP) quede seleccionado el próximo 25 de julio, cuando se lleven a cabo las adjudicaciones.

“El año pasado Likana participó (en la Licitación de Suministro del 2021) en forma inédita a nivel mundial, (ofertando) a 34 dólares por MWh, (precio que) nunca se había visto. Pero competimos con energías variables a 13 dólares (por MWh) y así no podemos competir”, recordó Sepúlveda.

Sin embargo, con el aumento de costos producto de la inflación que se está desarrollando en todo el mundo, la industria espera que ahora Likana tenga mayores chances.

“Hemos conseguido precio y ahora necesitamos estabilidad”, remató el Gerente Ejecutivo de ACSP en referencia que ya se adjudicó mucha potencia de energía variable, por lo que ahora Chile requerirá de fuentes de energía de base como la termosolar.

“La CSP es sin duda la tecnología que puede reemplazar la salida de las centrales al carbón. Entrega sinergia, estabilidad y continuidad al sistema. Se trata de una tecnología complementaria a las energías renovables variables. Perfectamente podemos entregar energía en los momentos que falta, porque es una tecnología de almacenamiento y generación”, resaltó el ejecutivo.

En esa línea, Sepúlveda destacó que hay interés de inversores en desarrollar plantas termosolares no sólo a gran escala en Chile, sino también en proyectos más pequeños.

“Hay empresas que están pensando en desarrollar plantas de CSP pequeñas, de 20 o 30 MW, con menor capacidad de almacenamiento, para la desalinización en Chile”, confió.

Previsiones

En esa línea, el Gerente Ejecutivo de ACSP recordó que, según el Coordinador Eléctrico Nacional, se requerirán al menos 700 a 800 MW de CSP adicionales en operación entre el año 2027 y el 2030. Y que al 2050 se espera que del 20 al 25% de la matriz renovable esté compuesta por esta tecnología.

En línea con las metas fijadas a nivel global frente al cambio climático, la transición energética sobre la base de diversas energías renovables ha crecido de manera constante en la última década.

Por ejemplo, según la Asociación Internacional de Energía, en 2009 la potencia de energía solar térmica instalada en el mundo llegaba a 200GW, valor que se llegó a duplicar en la actualidad, llegando a 479GW.

En la Argentina, energías como la solar térmica representan una oportunidad para impulsar esa transición, sobre todo, en ámbitos domésticos y civiles, y en procesos industriales.

Con el fin de generar un mapeo actualizado del entramado productivo-comercial nacional en materia de este tipo de energías, el Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI) lanzó una nueva edición de su Censo Solar Térmico virtual dirigido a todos los actores que intervienen en el sector.

Se trata de un breve formulario que permite dar cuenta de las capacidades y necesidades del rubro. A partir de la información relevada, el organismo contará con un insumo para proyectar acciones de apoyo, articular políticas de fomento a la tecnología y darles difusión a los actores que se dedican a la energía solar térmica en todo el territorio nacional.

Entre otras actividades, el INTI provee evaluaciones de productos, servicios, y asistencia técnica para el fortalecimiento de la oferta de calefones solares.

El censo está dirigido a fabricantes, importadores, instaladores y prestadores de servicios que hayan trabajado con tecnología solar térmica durante el año 2021. La participación es voluntaria, gratuita y confidencial.

Luego del relevamiento, se publicarán los indicadores globales registrados (por ejemplo, la cantidad de instalaciones por provincia, qué tipo de equipos predominan por región, cuántas empresas componen el sector, entre otros parámetros).

Como el censo releva sólo el período comprendido entre enero y diciembre de 2021, las empresas y actores que ya participaron en oportunidades anteriores deberán volver a completar la encuesta para formar parte de esta nueva edición. En tanto, quienes deseen participar por primera vez, pueden inscribirse siguiendo las indicaciones detalladas en el formulario.

Los actores que participen formarán parte del índice actualizado de empresas que publica el INTI como parte del informe final, dando a conocer a los actores de cada provincia, los cuales encabezan el desarrollo y la aplicación de la tecnología solar térmica en todo el país.

Para participar del Censo Solar Térmico, ingresá a https://censost.inti.gob.ar/.

Cualquier consulta relacionada al censo solar térmico y llenado del formulario podrá ser dirigida a censost@inti.gob.ar.

Para acceder a los resultados del Censo Solar Térmico 2020, ingresá acá.

Yingli Energy (China) Co., Ltd. (en adelante, Yingli China), una vez más ha sido reconocida como el fabricante con los módulos fotovoltaicos de excelente desempeño, según el Informe del índice de módulos fotovoltaicos del Centro de pruebas de energía renovable (RETC) de 2022.

La evaluación reconoce que los módulos fotovoltaicos de Yingli en su función cuenta con un excelente desempeño en los indicadores de calidad, rendimiento y confiabilidad. Es así que la multinacional China se convirtiéndose en uno de los seis mejores del año en todo los relacionados a paneles solares.

“Estos reconocimientos son la muestra que Yingli solar viene desarrollando la mejor tecnología en módulos fotovoltaicos y está comprometida cada vez más en el sector de las energías renovables no convencionales, en especial la generada por medios de la luz solar”, asegura Marisol Neira Ardila, Regional Sales Manager Latin America & Caribbean, Yingli Solar.

Este informe que se hace año a año, resume los resultados de las pruebas de bancabilidad y certificaciones realizadas en los laboratorios acreditados de RETC durante los 12 meses desde el segundo trimestre de 2021 hasta el primer trimestre de este 2022.

Es así que basados en los resultados de pruebas rigurosas según los estándares de certificación IEC, esta información proporciona datos de rendimiento para la aplicación a largo plazo de los módulos fotovoltaicos y genera una base para la toma de decisiones tanto para inversores como para clientes.

“Yingli seguirá trabajando en nuevas tecnologías que beneficien en el sector y dando los pasos agigantados que venimos dando en todo el sector de energías alternativas que se producen con el sol, para que los módulos fotovoltaicos sean cada vez más confiables”, afirma neira.

Las evaluaciones para hacer este reconocimiento año a año se componen de 11 categorías, que incluyen la eficiencia del módulo, la resistencia de la LID y la prueba de calor de descarga. Además de ser reconocida en las tres categorías, Yingli también ganó 7 premios individuales de desempeño sobresaliente.

La empresa está totalmente comprometida con el control de calidad del producto y ha realizado una inversión significativa en nuevos equipos de gestión de calidad y producción altamente automatizados en centros como Baoding, Tianjin y Hengshui para lograr un control de calidad de todo el proceso y todo el sistema, y también ha establecido centros de atención al cliente para proporcionar soporte técnico y servicios de consultoría en Europa, América Latina y Australia.

Mainstream Renewable Power, compañía que actualmente desarrolla, construye y opera 10 parques eólicos y solares en Chile, y Empresas Lipigas firmaron un acuerdo para convenir el traspaso de excedentes de atributos ERNC para el cumplimiento de la obligación anual que establece la Ley General de Servicios Eléctricos.

El mercado de los atributos renovables nació con el objetivo de incentivar el desarrollo de las energías renovables y diversificar la generación eléctrica nacional, y se hizo a través de modificaciones a la Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE). Estas modificaciones establecen la obligación para las empresas eléctricas que efectúan ventas a clientes finales de que un porcentaje de la energía comercializada provenga de ERNC. La meta actual, es que para el año 2025, el 20% de las ventas de energía de las empresas generadoras sea respaldada por fuentes de energías renovables.

“Acuerdos como el firmado con Lipigas, permiten a Mainstream diversificar su estrategia comercial, abriéndonos a nuevos mercados y productos. Además, nos permite contribuir a fomentar una matriz energética más limpia, continua y segura. El objetivo final es el mismo para todos: un país más sostenible” indicó Sergio Díaz, Commercial Manager de Mainstream Renewable Power.

En tanto, el gerente de Desarrollo y Comercialización del Negocio Eléctrico de Empresas Lipigas, Rodrigo García, destacó que “en Lipigas seguimos avanzando en la consolidación de un plan que nos permita ofrecer diversidad de alternativas energéticas a nuestros clientes y el crecimiento del negocio eléctrico de manera sustentable, certificando el origen renovable de la energía que distribuimos”.

En estos momentos, Honduras está reformulando los planes de expansión de generación y transmisión, lo que tiene en vilo a inversores locales y extranjeros que quieren apostar al crecimiento del sector energético hondureño.

Erick Tejeda, secretario de Estado en el Despacho de Energía, adelantó a Energía Estratégica que para revertir la situación de déficit de potencia y energía se está trabajando para convocar a una licitación este año, que permita contratar estos dos productos energéticos.

“La licitación de 450 MW, que quedó atrasada y que estaba en el tintero del gobierno anterior, nosotros la estamos agilizando para que salga pronto y podamos tener 450 MW más de reserva que cubra el déficit en hora pico y en hora de demanda pico”, reveló.

Y confió a este medio: “Estamos en plena seguridad que esa licitación la podemos hacer este año. El tema es considerar el respaldo de potencia firme”, advirtió el secretario Tejeda.

De allí es que haya considerado que “varios megavatios serán destinados para centrales que vayan a proveer potencia firme”, abriendo el juego a algunas tecnologías con altas emisiones de CO2.

Es preciso recordar que dicho mecanismo, que se encuentra pendiente desde el 2021, contemplaba la competición de todas las tecnologías por 450 MW exceptuando a la generación a partir de carbón, para continuar con los esfuerzos de descarbonizar la economía hondureña.

Al respecto, el titular del Despacho de Energía aseguró que tras la reformulación de los pliegos las centrales a carbón continuarán siendo desplazadas de esta convocatoria, pero el gas natural y geotermia renovable podrían ganar terreno.

Más oportunidades de inversión 

“Siempre habrá espacio para eólica y solar. Pero es importante que se vayan considerando alternativas de almacenaje de energía”, subrayó el secretario de Energía, Erick Tejeda.

De allí, adelantó que la empresa eléctrica estatal, de la que es actualmente gerente general, desarrollará dos plantas fotovoltaicas, una de ellas flotante, para acompañar un mayor despliegue de fuentes variables pero anexas a centrales que brinden potencia firme y un mayor factor de planta.

“Desde la ENEE pensamos introducir algunos megavatios en tecnología solar en el espejo de agua de la represa Francisco Morazán (El Cajón) y probablemente una granja fotovoltaica en la represa Patuca 3, que es otra de las plantas más importantes que tiene el país”, precisó.

Para estas centrales se convocaría al sector privado para desarrollarlas en conjunto, con mecanismos adicionales a la licitación de 450 MW.

“Pensamos incluirlas en licitaciones paralelas. Justamente, lo que vamos a trabajar en estos dos meses que siguen son estas licitaciones paralelas que van a incluir tanto la parte de generación como transmisión (…) probablemente, tengamos que buscar asociaciones con inversionistas ya sean extranjeros o nacionales”.

Acceda a los testimonios completos que ofreció esta autoridad de gobierno en el video que está disponible en el canal de YouTube de Energía Estratégica.

Propuesta ante la renegociación de contratos 

Todo el horizonte prometedor para inversiones que se avizora en el sector energético de Honduras se cubre con un manto de incertidumbre ante la actual renegociación de contratos que enfrenta a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) con generadoras privadas.

Finalizadas las mesas de diálogo entre las partes y habiendo recibido ofertas de generadoras, la estatal aún no acuerda con todas las generadoras nuevos precios y condiciones que la puedan llevar a saldar sus deudas con los privados y mejorar su situación financiera.

Según manifestó el secretario de Energía durante el ciclo de entrevistas de Energía Estratégica, es su objetivo lograr un “justiprecio”. Ahora bien, esta palabra ha venido generando polémica en el último tiempo ya que en la nueva Ley eléctrica la interpretación del artículo 4 y artículo 5 lleva a considerar que el Estado a través de la ENEE pueda llegar a optar por la expropiación de aquellas generadoras que se nieguen a reducir los precios. Sobre este tema el secretario Tejeda aclaró: «no es objetivo del Gobierno expropiar».

Tras aquella entrevista, la ENEE publicó su respuesta a las generadoras, referida a la reducción de precios en los contratos. En términos generales, la propuesta de la ENEE es rebajar de 15.65 centavos de dólar el kWh, que es el precio promedio actual, a 11 centavos el kWh (ver detalle).

Ahora bien, este precio no se tomaría como palabra final. Restará que la Comisión Nacional de Auditoría, a partir del nuevo mandato al que se la encomendó, tome los siguientes 60 días para realizar una auditoría general de los estados financieros de las generadoras para que, en base a los resultados, la ENEE tenga nuevos elementos para fortalecer su propuesta de «precio justo» por kWh para cada uno de los contratos y tecnologías.

El gobierno de Chaco ya presentó 26 manifestaciones de interés (MDI) para desarrollar “integralmente” proyectos de infraestructura que permitan incorporar más renovables en diversos puntos de la red del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). 

Así lo aseguró Rodrigo Feü, subsecretario de Energía de Chaco, durante una entrevista exclusiva con Energía Estratégica, en la que reconoció el interés existente por parte de la provincia en la convocatoria que se enmarca bajo la Resolución SE 370/2022. 

“Son proyectos fotovoltaicos y de biomasa que van de 5 a 35 MW y suman 318,5 MW de potencia. En tanto que algunos de esos emprendimientos son en sistemas aislados de la red”, explicó el funcionario. 

Además, todas las propuestas de las centrales de generación renovable están pensadas para conectarse en líneas de media tensión (13,2 o 33 kV). Pero sólo las bioenergéticas también contemplarían obras de infraestructura eléctrica.

Por otro lado, los proyectos se ubican en 19 de las 51 localidades de la provincia: Basail, Castelli, Charata, Concepción del Bermejo, San Martín, Gancedo, Hermoso Campo, Isla del Cerrito, Las Garcitas, Las Palmas, Las Piedritas, Margarita Belén, Pampa del Indio, Presidencia Roca, Santa Sylvina, Taco Pozo, Villa Ángela, Villa Berthet y Villa Río Bermejito. 

Siendo Castelli, Charata, San Martín, Sáenz Peña y Villa Ángela aquellas ciudades que tendrían tanto parques solares como de biomasa. Mientras que Las Palmas sería la única localidad donde sólo se prevé una central bioenergética.

“Algo a destacar es que, de la capacidad total prevista en las MDI, alrededor de 200 MW reemplazarían parcialmente la generación térmica, la cual es importante en la zona de El Impenetrable”, agregó Feü. 

Cabe recordar que para dicha región también se analiza la implementación de una línea para sistemas off-grid de aproximadamente 5 kW de potencia con acumulación en baterías para aquellos productores que, en el corto plazo, no les llegará la electrificación rural, según se mencionó días atrás, como parte de la serie de créditos para energías renovables y generación distribuida que lanzará Chaco. 

“Si concretamos el 50% de los proyectos presentados en MDI, superaríamos las expectativas y, al 2025, llegaríamos a los objetivos de cubrir el 20% de la potencia promedio que cubre todo Chaco, según el historial de consumo que tenemos en la provincia”, sostuvo el subsecretario de Energía. 

Ya existen otras MDI en Chaco

Las manifestaciones de interés del gobierno provincial no son las únicas propuestas en Chaco, dado que como adelantó Energía Estratégica, Fábrica SRL presentó un proyecto de biomasa de 10 MW de potencia, pensado para conectarse en una línea de 132 kV, en la localidad de Presidencia de la Plaza o Sáenz Peña”. 

“Por ahora significa presentar la MDI y ver cómo avanza. Posteriormente se verá si se puede mezclar el producto con otro tipo de insumo, como por ejemplo aserrín con los residuos de las exportadoras de algodón o las cáscaras de arroz en la zona de Las Palmas”, había anticipado Diego Bois, ejecutivo de ventas de la compañía, en conversación con este portal de noticias. 

Hoy finalizó el plazo para la presentación de proyectos para competir por un lugar en la capacidad de red de transmisión.

Según anunció la UPME en su último taller de socialización de la Resolución 075, llevado a cabo el miércoles de la semana pasada, más de 200 emprendimientos ya fueron radicados.

“El volumen es bien relevante, tanto en cantidad de solicitudes como de trabajo que se le viene a la UPME es bien importante”, opina Alejandro Piñeros, coordinador regulatorio de Óptima Consultores, teniendo en cuenta que la entidad deberá determinar las asignaciones en diciembre próximo.

En diálogo con Energía Estratégica, el especialista indica que, entre los factores más importantes de este proceso, está la publicación de la versión definitiva del algoritmo de priorización, el cual definirá qué proyectos se asignarán al sistema. “Ya sabemos con qué rasero nos van a medir”, destaca.

Los valores que tendrá en cuenta el algoritmo son: la reducción de restricciones; reducción de pérdidas; el efecto en el precio de la bolsa de energía; la reducción de emisiones; aumento de la confiabilidad; aumento de la flexibilidad. Además, se tendría en cuenta un criterio extra, que concierne al estado de la tramitación de cada proyecto.

Es decir que el sistema algorítmico procesará y determinará, de acuerdo a la competencia que haya por nodo de transmisión, cuáles son los proyectos que podrán ser adjudicados de acuerdo a su mérito.

Sin embargo, ¿qué va a pasar si se presenta un emprendimiento de la misma tecnología y la misma potencia en una misma subestación y hay capacidad para uno de ellos? Piñeros explica que en estos casos todos los criterios van a dar igual puntaje, menos la reducción de pérdidas, que será la fuente de desempate.

“La principal pregunta y preocupación que va a surgir va a tener que ver con las pérdidas calculadas por los estudios de conexión, que serán las que determinen la priorización”, enfatiza.

La pérdida se refiere a cómo impactará una central de energía al momento de interactuar con la red, si es capaz de generar mayores pérdidas de energía o, por lo contrario, si podría tener un efecto positivo y reducirla; esos son los proyectos que mejor puntaje tendrán.

Sin embargo, Piñeros explica que el valor de las pérdidas va a depender de la metodología que haya utilizado cada consultor para calcularlas; es decir, cómo se empleó la simulación, qué parámetros utilizó.

Como la UPME admitió que no tiene la capacidad operativa para poder calcular las pérdidas de cada uno de los proyectos, se basarán en los estudios de los privados. No obstante, las autoridades de la entidad supervisarán las ofertas y, de a haber cálculos exagerados, se le pedirá al promotor las aclaraciones pertinentes.

“Esta situación genera la problemática de que la metodología para calcular esas pérdidas no está 100% estandarizada. Y eso le mete un poco de ruido a la aplicación del algoritmo de priorización”, considera el coordinador regulatorio de Óptima Consultores.

En marcha… después de todo

No obstante a ello, para Piñeros la labor de la UPME es “muy positiva”. “Yo creo que es natural que en esta primera implementación de la Resolución 075, con un algoritmo que se desarrolló sobre la marcha para cumplir con tiempos muy acotados, tengamos que hacer sacrificios en cuanto a qué tan bien nos permite el algoritmo medir el valor real que los proyectos le van a aportar al sistema”, destaca.

“Creo que hay cosas por mejorar pero que, para esta primera implementación, tenemos reglas claras que nos dan una base para hacer asignaciones este año; las cuales luego se podrán ir mejorando”, resume el joven especialista.

Y concluye: “Soy optimista y reconozco a la UPME el largo trabajo que ha realizado durante estos meses definiendo el algoritmo, la implementando de la Ventanilla Única, atendiendo solicitudes pendientes, atendiendo las consultas de cada uno de los desarrolladores, realizando distintos eventos de socialización. Para mí el balance en este momento es positivo y esperemos que para esta fase definitiva sea igual de positivo”.

Durante el segundo panel de la primera jornada del evento físico  Latam Future Energy Southern Cone, realizado en Santiago, Paulina Ramírez del Barrio, Gerente de Nuevas Tecnologías de CVE Chile, adelantó: “Apuntamos a 2 GW instalados en fotovoltaica al 2025”.

La ejecutiva señaló que uno de los puntos fuertes de la compañía tiene que ver con el desarrollo de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), es decir, emprendimientos de hasta 9 MW.

No obstante, la ejecutiva advirtió sobre algunos aspectos del funcionamiento de este mercado que deberán mejorarse para que pueda continuar desarrollándose.

Uno de ellos es que el Gobierno acelere permisos para conectar PMGD y para que le concedan la utilización técnica al punto de conexión específico.

Otro tiene que ver el nuevo marco normativo que fija el Decreto Supremo 88, el cual fija precios de remuneración más bajo para proyectos solares fotovoltaicos, que en definitiva constituyen buena parte del universo de PMGD.

Para Ramírez del Barrio será fundamental que se promuevan medidas para la incorporación de almacenamiento a partir de baterías.

Indicó que a nivel de transmisión se están pudiendo incorporar este tipo de proyectos, pero no a nivel de distribución, es decir, donde operan los PMGD. “Para incorporar almacenamiento hay que solicitar un nuevo permiso de conexión” lo cual vuelve engorrosa la gestión, indicó la Gerente de CVE Chile.

“Lo que pedimos en el sector de los PMGD es que uno pueda modificar sus proyectos existentes para agregar almacenamiento y poder desplazar la generación (fósil) o tener la generación 24×7 de renovables”, enfatizó.

Si bien la especialista aseguró que “hay voluntad” del Gobierno y de las entidades que participan en la toma de decisiones del Estado para que sean incluidas las baterías, “el problema es cuánto nos demoraremos en poder lograr tener los reglamentos y normativas”.

“Hace poco salió la Hoja de Ruta del Coordinador donde se ve que el almacenamiento tendrá una gran penetración para poder llegar efectivamente a alcanzar un 100% con energías renovables”, teniendo en cuenta la variabilidad de las fuentes eólica y solar fotovoltaica, sostuvo.

Y remató: “Es ahí que se pone en juego el rol de todos los actores para poder trabajar en conjunto para proponer esta normativa para incorporar almacenamiento en los proyectos que ya existen y que se puedan implementar en los emprendimientos nuevos”.

La disponibilidad de materia prima para la industria fotovoltaica continúa repercutiendo sobre fabricantes de inversores. Tal es el caso de los elementos constitutivos de semiconductores, cuya aplicación se extiende a diversos productos industriales que fueron aumentando su demanda en los últimos años.

Sin embargo, recientemente se habría atravesado una etapa de recuperación en la que las empresas se pudieron asegurar el suministro de estos componentes claves para sus productos.

“La falta de disponibilidad de semiconductores para la industria fue algo que pegó muy duro el año pasado. Nadie se iba a imaginar que la misma materia prima utilizada en un semiconductor se iba a utilizar también para la aplicación de vacunas, como las jeringas y en las vasijas para las medicinas”, observó Sergio Rodríguez, Service Manager para Latinoamérica de Solis.

No obstante, aclaró: “El tema de los semiconductores ya no es un problema este año para nosotros. Ya estamos sorteando todo ese tema de la cadena suministro”.  

Durante su participación en “Latam Future Energy Southern Cone Summit”, el referente de Solis amplió su lectura sobre los retos que aún persisten en la industria y que impiden a los fabricantes reducir aún más sus costos.

“La economía se frenó de golpe, después se aceleró nuevamente. Y no quiero ser ni un poquito pesimista, pero ahí viene una recesión. Toda la inflación, todos los sobrecostos es algo que también tenemos que considerar”, alertó. 

Siguiendo su análisis la guerra entre Rusia y Ucrania llegó para encarecer el sector energético en todo su conjunto y dimensión alrededor del mundo. Esta situación retrasaría el retorno a la dinámica habitual de este y otros sectores productivos que ya se habían visto complicados por la pandemia.

De allí, analizó que el tema logístico volvió a complejizarse: “esos tiempos, esos costos, todavía pegan”, cuestionó a la vez de considerar “pero en cada en cada reto también vemos oportunidades”.

Desde su óptica, si bien transitar la pandemia trajo problemas muy graves, también  despertó el interés de muchos por este sector y los mercados avanzaron en el cambio de mentalidad sobre cómo reactivarse económicamente y cómo lo podemos hacer mediante una economía más verde.

“Hay que aprovechar esas oportunidades que nos dan”, destacó Sergio Rodriguez, Service Manager para Latinoamérica de Solis.

Aquellas declaraciones fueron realizadas durante el panel «Hidro, almacenamiento y renovables: garantía de confiabilidad, sostenibilidad y competitividad», al cual el representante de Solis asistió junto a otros referentes de empresas tales como Sungrow, Power Electronics, Energy Exemplar, la start-up Andes Electronics y la Asociación de Concentración Solar de Potencia ACSP.

Acceda a los testimonios completos en el video de la transmisión en vivo de “Latam Future Energy Southern Cone Summit”, disponibles en las redes sociales de Latam Future Energy, Invest in Latam y Energía Estratégica.

Andrés Manuel López Obrador dio a conocer algunas de las condiciones por las que desarrollarán los parques fotovoltaicos en el norte de México, luego de haber declarado que se crearía “batería de plantas solares en el estado de Sonora hasta la frontera” y de reunirse con Joe Biden y autoridades energéticas de Estados Unidos.

En primera instancia, se buscará que toda la frontera del país replique el proyecto solar de Puerto Peñasco (Sonora), el cual ya inició la construcción de su etapa inicial de 120 MW y que a futuro se prevé que alcance 1000 MW de capacidad instalada. 

El objetivo sería no sólo evacuar la energía de manera local, sino también exportar la electricidad generada hacia los estados fronterizos de la unión americana. 

Y si bien las inversiones provendrían de empresas privadas, AMLO planteó que las centrales renovables se llevarán a cabo “siempre y cuando la planeación esté a cargo de la Secretaría de Energía (SENER) y que el socio principal sea la Comisión Federal de Electricidad (CFE)”. 

“Se puede permitir la inversión extranjera, pero deberá ser en conjunto con la CFE”, aseguró el mandatario de México en conferencia de prensa en el Palacio Nacional. 

“Porque para poder tener energía renovable en el norte y exportar electricidad, hay que replicar las plantas solares, pero necesitamos centrales de respaldo, además de un tendido de líneas de transmisión”, amplió. 

Esta propuesta se enmarca dentro de los recientes anuncios de López Obrador, en los que vaticinó que el sector energético de Estados Unidos está dispuesto a invertir cerca de 40 mil millones de dólares hasta el 2024, entre ellos para instalar 1854 MW de potencia eólica y fotovoltaica. 

Y esa iniciativa también permitiría tener líneas de transmisión en Baja California (México) y hasta exportar energía eléctrica a California (Estados Unidos), o tener más proyectos de esa índole en el futuro, según palabras pasadas del presidente mexicano. 

“Son inversiones fuertes, pero sí hay interés de parte de empresas estadounidenses. Y es importante el buen uso de los recursos energéticos y su cuidado, y no abandonar la transición energética. Para no seguir dependiendo del petróleo, tenemos que pensar en energías alternativas”, sostuvo Andrés Manuel. Pero no dio más indicios de cuándo se prevé el inicio de este proceso ni las características particulares de cada parque renovable. 

La firma Power Electronics duplicará su capacidad instalada en inversores instalados gracias al crecimiento del almacenamiento como fuente de soporte para los parques de generación renovable y la estabilidad de la red. 

Diego Ferrer, business development manager para Latinoamérica de la compañía, participó del evento Latam Future Energy Southern Cone y reconoció que este año ya cerraron contratos por 1.2 GW en electrónica de potencia, “distribuidos en 800 MW fotovoltaicos y 400 MW de almacenamiento”. 

De esta forma, dichos proyectos se sumarán al pipeline con el que contaban hasta el cierre del 2021 desde la empresa con presencia internacional, pese a que los precios subieron en el último tiempo. 

Pero allí no se detendrá el crecimiento del mercado ya que el especialista vaticinó que la “capacidad de proyectos en almacenamiento aumentará de manera exponencial”. 

Aunque aclaró que no será meramente por los parques renovables que contemplen el almacenamiento, sino también porque “llegará el storage stand alone para dar soporte”, es decir, aquel no integrado en una central de generación eléctrica sino a disposición de la red

Asimismo, Hector Núñez, director comercial en Latinoamérica de Power Electronics, planteó que el “almacenamiento llegó para quedarse, a pesar de la alza de costos”. Y puso la mirada principal en Chile, país al que comparó con Brasil por su gran despliegue y potencial en una tecnología. 

“Chile es el Brasil del storage (Brasil posee más de 16 GW solares operativos en la región), no veo otro país en la región que tenga iniciativas y logros de este calibre”, aseguró. 

Y dentro de las tecnologías en las que están avanzando, Núñez compartió la “primicia” de que se encuentran realizando acoplamiento en DC, “pudiendo lograr la funcionabilidad del acoplamiento en AC”. 

El panorama de precios que se avecina

En notas pasadas, diversos referentes del sector energético de la región concordaron que el mercado no recibirá noticias 100% positivas con respecto a los costos de las baterías, debido a una cuestión de oferta – demanda por la tendencia a la alza. 

Hay oportunidades para el almacenamiento en Latinoamérica pero incertidumbre en los precios

Sin embargo, Diego Ferrer señaló que poco a poco se ve mayor estabilidad, y aunque sea en un precio alto, destacó que “ya se tiene a mano para los proyectos» y que “nadie le tuvo miedo a los nuevos valores y los emprendimientos salen más que nunca”. 

De igual manera, sostuvo que ya se llegó a un tope (pendiente de los sucesos geopolíticos que puedan afectar), y que para llegar a precios pre-pandémicos, se necesitarán de 3 a 5 años “como mínimo”.

El entorno mundial ha generado un alza de costos y “el objetivo es siempre bajar el costo de energía y, lo que está en nuestro control es tratar de diseñar productos con esta visión”, destacó Francisco López Anadón, Jefe de Ventas Cono Sur de Nordex, durante el tercer panel de la primera jornada del Latam Future Energy Summit Southern Cone.

Indicó que, en esta tendencia, los fabricantes están trabajando en “diseños específicos para cada región y no tan estandarizados a nivel mundial”.

En esa línea, dio el ejemplo de Chile: “Tenemos vientos medios, con baja turbulencia, en general; entonces tratamos de instalar rotores más grandes, de alcanzar una mayor ratio de potencia para aprovechar estos vientos y maximizar la cantidad de generación de energía”.

En esa línea, Jorge Contreras, Gerente Sénior BD de Goldwind, quien también participó del panel, agregó que otra de las tendencias es “aumentar los diámetros de rotor”.

Indicó que hace algunos años el rotor era de 120 metros, y hoy llegan a los 170 metros. Además, las torres actualmente alcanzan alturas de 140 metros, lo que permite una mayor generación de energía.

En ese sentido, López Anadón de Nordex agregó que se plantean estrategias de generación “que permitan disminuir el curtailment aplicados en distintos sitios”.

Planteó la posibilidad de ser flexibles en la operación de los aerogeneradores, “de forma de poder, de acuerdo al tipo de vientos que tengamos, poder disminuir este curtailment y maximizar la producción de energía”.

“Estamos trabajando en tratar de disminuir los costos de la energía a mediano y largo plazo a través del diseño especifico de productos que acompañen este desarrollo”, remató el Jefe de Ventas Cono Sur de Nordex.

No obstante, si bien el hecho de incorporar máquinas más grandes permite una mayor generación de energía, Contreras de Goldwind planteó que, como contracara, esta dinámica también conlleva una dificultad, que pasa por la logística.

Señaló que, en determinadas zonas del sur de Chile, o en alturas por sobre los 150 metros, donde se requieren las grúas más altas, aparecen mayores desafíos para los tecnólogos.

“Hay que pensar que un parque que se está instalando hoy día fue diseñado por un equipo de desarrollo hace unos 5 años. Entonces es difícil analizar las mejores máquinas con tanta anticipación; pero ese es nuestro deber como tecnólogos”, resaltó el Gerente Sénior BD de Goldwind.

La Patagonia tiene los mejores vientos del mundo, eso es un hecho. Tal vez, uno de los más importantes para poder apalancar el desarrollo de la energía eólica en el país. Sin embargo, se requieren grandes obras de infraestructura para evitar cuellos de botella a futuro. Hacerlo, traerá un beneficio a la economía, ya que provocará ahorros de US$ 3.250 millones, de acuerdo con la Cámara Eólica Argentina (CEA).

La energía eólica abastece a más de 2,7 millones de hogares en Argentina, un país con un gran potencial debido a su capacidad, condiciones topográficas y personal técnico calificado. Actualmente, hay 950 aerogeneradores instalados localmente que producen energía eléctrica a partir de la energía cinética del viento, similares a los antiguos molinos.

¿De qué manera estructuras tan grandes pueden ser ensambladas o desmanteladas para su posterior operación y mantenimiento? La Inteligencia Artificial juega aquí un papel fundamental que se basa en la recolección y procesamiento de datos que colaboran en asegurar que estas estructuras operen de manera correcta.

Las uniones atornilladas son fundamentales para el sector, tanto para el rendimiento de la turbina como para la seguridad de aquellos que trabajan a su alrededor. El método de instalación principal para el montaje de equipos, construcción y mantenimiento es el apriete. Las piezas se encastran unas sobre otras, teniendo un eje central de rotación.

Además, cuentan con un sistema que limita la velocidad máxima a la que pueden girar las aspas, evitando así que puedan desprenderse.

Tener los equipos monitoreados y conectados hace posible obtener datos en tiempo real, poder cruzarlos y analizarlos. Son los equipos, en esta instancia, los que reportan la información. Herramientas que, hoy en día, se caracterizan por ser inalámbricas y flexibles.

Esto es algo nuevo en fabricación inteligente: la posibilidad de conectar todas las herramientas electrónicas y procesos de ensamble en una plataforma universal.

Esta plataforma ayuda al equipo técnico a analizar los datos de forma remota y a partir de ella interactuar con la gente que está trabajando presencialmente para realizar los ajustes necesarios. Entre otras cosas, hacer uso de la información permite identificar una posible falla en los equipos a partir de la presencia de parámetros anormales de funcionamiento.

Y, en este sentido, recomendar una acción y realizar un mantenimiento preventivo.

En paralelo, contar con un código QR en cada torre permite visualizar toda la información y características de construcción del molino. Este número de documento o código madre va enlazado a una base de datos que enseña todas las magnitudes de torque que se generan en el proceso de manufactura, es decir, durante su ensamble.

Esto es lo que permite conocer si sus piezas tuvieron un apriete indicado en la fase de instalación y realizar posteriormente la trazabilidad en pos de su calidad y mejora.

La Big Data genera una gran cantidad de información adicional, sin embargo no todos están preparados para convertir los datos en inteligencia. Los beneficios obtenidos pueden resumirse en: aumento del tiempo de la actividad, reducción de defectos (a prueba de errores), mejora de la productividad (a través del análisis de datos) y mejora de la interacción humana con el trabajo a realizar.

Trina Solar presentó para el mercado latinoamericano una nueva tecnología en módulos fotovoltaicos con celdas rectangulares de alta potencia, los módulos Vertex R DE09R +435 W y Vertex R DE19R +580W.

Los módulos R, únicos en el mercado, ofrecen una alta eficiencia gracias a su dimensión compacta que minimiza el espacio entre celdas a 0,5 mm de separación, lo que se traduce en un diseño que aprovecha mejor el espacio del módulo permitiendo alta generación.

Este tipo de desarrollo se perfila como la solución ideal para proyectos residenciales, con techos cortos, donde maximizar el uso de espacio es fundamental. Este nuevo tipo de panel solar ofrece una alta potencia de generación, con una corriente máxima de hasta 17 amperes, lo que lo hace compatible con cualquier inversor del mercado.

En su manufactura, este tipo de celdas aprovecha también de mejor forma la oblea de silicio, disminuyendo en 1,9% la pérdida de material en comparación a las celdas cuadradas.

“Los asistentes de Solar Power México se han mostrado muy interesados en este nuevo lanzamiento de Trina Solar y esperamos que se genere un gran mercado para esta tecnología en toda Latinoamérica, tanto para el mercado residencial, el utility y de Generación distribuida”, comentó Harold Steinvorth, Head de Generación Distribuida para Latinoamérica y el Caribe en TrinaSolar.

Solar Champions: Programa de embajadores de marca en apoyo a los instaladores.

Otra de las novedades que el fabricante chino presentó en Solar Power México, fue su programa de beneficios a integradores e instaladores fotovoltaicos “Solar Champions”, el cual ofrece la oportunidad de crecimiento, promoción y profesionalización a todos los emprendedores energéticos que se registren con sus proyectos e instalaciones como futuros embajadores solares de la marca.

Gerliz Cancino, Head de Marketing y Comunicaciones para Latinoamérica y el Caribe en Trina Solar comenta la importancia de Solar Power México como una plataforma de proyección que promueve la educación y desarrollo sustentable de la comunidad solar mexicana, asegurando que “el evento cuenta con la audiencia ideal para brindar el acceso al programa Solar Champions, iniciativa que busca acercarnos a los integradores e instaladores de Latinoamérica, para brindarles las herramientas necesarias para su crecimiento y posicionamiento como colaboradores activos de la industria, al ser un pilar fundamental para el desarrollo del mercado solar en la región”.

Para sumarse al equipo de Solar Champions, los participantes solo deben registrarse en la plataforma que Trina Solar pone a disposición y completar el registro con los detalles de su empresa y proyecto.

Marca Fotovoltaica Top en México

Otro de los hitos que marcaron la participación de Trina Solar en Solar Power México fue la entrega oficial del reconocimiento como “Marca Fotovoltaica Top 2022”, distinción otorgada por la firma de investigación de mercado EUPD Research y que encuesta a miles de instaladores en 25 países y regiones, solicitando sus opiniones sobre las marcas fotovoltaicas y su rendimiento en términos de módulos, inversores, sistemas de estructuras, venta al por mayor y almacenamiento. La marca también fue reconocida con este título en los mercados de Chile, Australia y Pakistán.

Solar Power México es uno de los eventos más importantes de la industria solar de Latinoamérica, y que para el 2022 tuvo como sede el Poliforum de la ciudad guanajuatense de León y contó con la participación de más 72 expositores que mostraron los últimos avances en las tecnologías energéticas, almacenamiento de energía, eficiencia energética e hidrógeno verde.

El Departamento de Energía de EE. UU. (DOE, por sus siglas en inglés) anunció $18,4 millones a través del Fondo de comercialización de tecnología (TCF, por sus siglas en inglés) para siete proyectos de laboratorios nacionales con el objetivo de llevar más tecnologías de energía limpia al mercado.

Los laboratorios nacionales seleccionados abordarán las barreras, las brechas y las causas fundamentales de los desafíos de comercialización para las tecnologías emergentes de energía limpia.

Acelerar las vías de comercialización respalda el objetivo del presidente Biden de implementar energía limpia para alcanzar emisiones netas de carbono cero para 2050 mientras fortalece la economía estadounidense a través de una mayor fabricación nacional y la creación de empleos bien remunerados.

“Acelerar la rapidez con la que introducimos tecnologías novedosas en el mercado nos permitirá implementar las fuentes de energía limpia necesarias para combatir el cambio climático, reducir los costos de energía y mantenernos encaminados para alcanzar los objetivos de descarbonización del presidente Biden”, dijo  la secretaria de Energía de EE. UU., Jennifer M. Granholm _

“Los laboratorios nacionales del DOE se están intensificando para abordar la necesidad urgente de desarrollar soluciones para la comercialización acelerada de tecnología de energía limpia, desde el momento en que se investiga, desarrolla y patenta un producto hasta su uso generalizado”.

Las nuevas tecnologías de energía limpia son críticas para cumplir con los objetivos climáticos de la nación, pero enfrentan barreras únicas para la comercialización. Los proyectos de laboratorio seleccionados utilizarán un enfoque holístico para identificar y abordar las barreras comunes que enfrentan las empresas de tecnología de energía limpia cuando trabajan para comercializar con éxito un producto.

TCF, establecido por el Congreso a través de la Ley de Política Energética de 2005 y reautorizado por la Ley de Energía de 2020, brinda nuevas flexibilidades para promover tecnologías energéticas prometedoras. El 15 de febrero de 2022, nueve oficinas del programa del DOE emitieron posteriormente la «Infraestructura de laboratorio central para la comercialización», una convocatoria única en su tipo para que los laboratorios nacionales desarrollen infraestructura para la comercialización de tecnología de energía limpia.

El Laboratorio Nacional Lawrence Berkeley  desarrollará tecnologías de laboratorio prometedoras y cultivará un grupo de diversos talentos y conexiones entre la industria y los laboratorios nacionales en colaboración con otros cuatro laboratorios y fondos con costos compartidos por socios en California, Massachusetts y Nueva York.
El Laboratorio Nacional de Energía Renovable  se alzará con un premio para proporcionar financiamiento flexible y asistencia de comercialización dirigida a equipos en diferentes niveles de preparación técnica y comercial en colaboración con otros cinco laboratorios y fondos con costos compartidos por socios en California.
El Laboratorio Nacional del Noroeste del Pacífico  desarrollará una Búsqueda Visual de Propiedad Intelectual (VIPS) única en su tipo para patentes y software, disponible en la página web del Servicio de Asociación de Laboratorios del DOE, en colaboración con otros ocho laboratorios y fondos con costos compartidos por los socios. en California.
El Laboratorio Nacional del Noroeste del Pacífico  estandarizará los flujos de trabajo de transferencia de tecnología para acelerar la transición de las tecnologías desarrolladas en el laboratorio al mercado en colaboración con otros cinco laboratorios y fondos con costos compartidos por socios en Arizona y California.
Sandia National Laboratories  creará un sólido ecosistema regional de comercialización de energía limpia en Nuevo México para la fabricación en colaboración con otros seis laboratorios y fondos con costos compartidos por socios en Arizona, California, Minnesota y Nuevo México.
Sandia National Laboratories  también involucrará a la diversa comunidad de empresas emergentes a una escala nueva y más grande para aumentar la cantidad de empresas emergentes en torno a las tecnologías de laboratorio del DOE en colaboración con otros trece laboratorios y fondos con costos compartidos por socios en Alaska, California, Distrito de Columbia, Nuevo México y Virginia.
Sandia National Laboratories  también establecerá un enfoque colaborativo para trasladar el sector de semiconductores y la microelectrónica de próxima generación del laboratorio al mercado en colaboración con otros cuatro laboratorios y fondos de costos compartidos por socios en Arizona, California, Iowa, Kansas, Nuevo México, Nuevo York y Carolina del Norte.

“Soy el autor de la legislación que estableció esta versión renovada del Fondo de comercialización de tecnología en el Departamento de Energía”, dijo  el senador estadounidense Martin Heinrich (NM) .

Y agrega: “Estoy encantado de que estos premios empoderen a nuestros laboratorios nacionales, incluido Sandia en Nuevo México, para construir asociaciones sólidas con empresas emergentes del sector privado local y hacer crecer los ecosistemas de comercialización y fabricación en torno a tecnologías prometedoras de energía limpia desarrolladas por investigadores del Departamento de Energía”.

“Los Laboratorios Nacionales de Nuevo México juegan un papel central en el fortalecimiento del liderazgo científico de nuestra nación y nuestra economía”, dijo  el Senador de los Estados Unidos Ben Ray Luján (NM) .

Y añade: “En el Congreso, me enorgullece haber defendido y liderado iniciativas bipartidistas en los paquetes de competencia de la Cámara y el Senado para apoyar los esfuerzos de investigación y desarrollo del laboratorio en las industrias del futuro; modernizar la infraestructura de nuestro laboratorio; y acelerar la comercialización de tecnologías innovadoras. El anuncio de hoy de más de $18 millones en inversiones en nuestros laboratorios del Fondo de Comercialización de Tecnología del DOE representa una inversión clave en la fuerza laboral STEM de los Estados Unidos, su competitividad económica a largo plazo y una mejor calidad de vida para los nuevomexicanos y todos los estadounidenses”.

La Oficina de Transiciones Tecnológicas (OTT) del DOE coordina el TCF y desempeña un papel vital en el fortalecimiento de las asociaciones de comercialización del DOE. La OTT se coordinó con las siguientes oficinas del programa del DOE para que los fondos estén disponibles para 2022: la Oficina de Energía Nuclear; la Oficina de Electricidad; y la Oficina de Tecnologías de la Construcción de la Oficina de Eficiencia Energética y Energía Renovable, la Oficina de Tecnologías Geotérmicas, la Oficina de Tecnologías de Pilas de Combustible e Hidrógeno, la Oficina de Tecnologías de Energía Solar, la Oficina de Tecnologías de Energía Hidráulica y la Oficina de Tecnologías de Energía Eólica para poner fondos a disposición.

Conozca más  sobre el Fondo de Comercialización de Tecnología.