Yearly: 2022

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) dio a conocer los detalles de la nueva convocatoria del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), correspondiente al cuarto trimestre del 2022. 

Pero la principal cuestión a tener en cuenta para este llamado es la magra capacidad de transporte disponible en las redes de transmisión para las zonas de mayor demanda para instalar los parques eólicos y solares.

¿Por qué? CAMMESA actualizó el denominado “Anexo 3” y notificó que sólo hay 35 MW en la región que abarca Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino (NOA). Mientras que, a la fecha, el corredor Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires no posee nada de potencia que se pueda adjudicar. 

Situación totalmente contraria a la del Litoral y el Noreste Argentino (NEA), donde la capacidad disponible es de 216 MW y 220 MW, respectivamente. 

Esta potencia vacante aprovechable se da como consecuencia de la falta de nuevas líneas de transmisión en tales regiones, sumado a que los resultados de las últimas rondas del MATER, donde CAMMESA adjudicó 910,4 MW de más de 5,5 GW que se presentaron durante el año.

Y en la más reciente convocatoria, cinco centrales eólicas y seis solares (444 MW) fueron asignados con prioridad de despacho para abastecer a los Grandes Usuarios. De esos proyectos, los parques eólicos se repartieron entre la región Comahue – Patagonia – Buenos Aires y uno en el corredor Centro – Cuyo – NOA; mientras que cinco plantas fotovoltaicas exportarán energía en Centro – Cuyo – NOA. 

Bernardo Andrews: “Tenemos que trabajar urgentemente en la expansión del transporte de Argentina”

¿Cómo continúa el cronograma? 

Los titulares de los emprendimientos podrán solicitar prioridad de despacho hasta el viernes 30 de diciembre. Mientras que el 17 de enero 2023 se informarán los proyectos que deban realizar un desempate por capacidad de transporte insuficiente. 

Poco más de una semana más tarde, el 25 de dicho mes, CAMMESA llevará a cabo el acto de presentación de información requerida para desempate. Y finalmente la asignación de prioridad de despacho de esa convocatoria se dará a conocer el 27 enero – si es que existen proyectos solicitantes–. 

Los titulares de las centrales renovables adjudicadas deberán efectuar un pago en concepto de asignación de la prioridad de despacho para dejar firme la decisión de CAMMESA. Y para ello, tendrán tiempo hasta el jueves 17 de febrero del 2023.

CEMEX, compañía global de materiales para la construcción, informó que implementará la tecnología de inyección de hidrógeno en cuatro de sus plantas de cemento en México, como parte de su programa Futuro en Acción para lograr la excelencia sostenible y convertirse en una compañía con cero emisiones netas de CO2.

La inyección de hidrógeno en los hornos de cemento funge como un catalizador, lo que permitiría a CEMEX optimizar el proceso de combustión e incrementar el uso de combustibles alternos y así disminuir el consumo de combustibles fósiles. El uso de combustibles con menos emisiones de carbono son una palanca clave del objetivo de la compañía para reducir emisiones de CO2 en la producción de cemento en más de 47% para 2030. En septiembre de 2022, CEMEX alcanzó una tasa de sustitución de 34%, la más alta en su historia.

“El hidrógeno es una tecnología clave para acelerar la implementación de nuestra hoja de ruta de acción climática”, dijo Ricardo Naya, Presidente de CEMEX México. “Con este proyecto, anticipamos incrementar el consumo de combustibles alternos en nuestros hornos entre 8% y 10%”.

CEMEX es pionera en la adopción de la tecnología de hidrógeno en la industria de materiales de la construcción con proyectos exitosos en ejecución desde 2019. Desde 2021, la compañía utiliza el hidrógeno en todas sus plantas en Europa e inauguró un proyecto similar en República Dominicana. La compañía espera seguir escalando su aplicación en todas sus operaciones a nivel global.

CEMEX también trabaja con varios socios para descubrir y probar tecnologías innovadoras de hidrógeno para consumirlo como combustible primario de menos emisiones de carbono en la producción de cemento.

Futuro en Acción es el programa de CEMEX para lograr la excelencia sostenible a través de la acción climática, circularidad y gestión de los recursos naturales con el principal objetivo de convertirse en una compañía de cero emisiones netas de CO2. A través de Futuro en Acción, CEMEX registró un progreso récord en la reducción de su huella de carbono en los últimos 20 meses.

La secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón, participó del lanzamiento de un reporte del Banco de Desarrollo de América Latina (CAF) y anticipó que desde el gobierno trabajan en el plan de transición energética nacional. 

“Lo hacemos bajo la premisa de que debe ser justa, asequible y sostenible. Es el mensaje que nos dejó la COP 27 que se llevó a cabo en Egipto, que debe considerar las competencias y capacidades de cada país y debe ser principalmente socialmente justa”, sostuvo. 

“Estamos prontamente a presentar nuestro plan de transición energética”, anticipó la titular de la cartera energética de Argentina durante el evento. 

Sin embargo, todo apunta a que la gestión buscará potenciar el gas natural antes que las fuentes renovables, tal como ocurrió cuando se dio a conocer que el Poder Ejecutivo planeaba presentar una ley de fomento al hidrógeno. 

“Entendemos que el gas es el primer paso en la transición energética. Argentina tiene mucho para ofrecer, puertas adentro y al mundo en esa materia. El país debe garantizar, como hoja de ruta, el autoabastecimiento y la sostenibilidad de su matriz energética a través del desarrollo de sus cuencas gasíferas”, manifestó la funcionaria. 

Y si bien la salteña insistió en que Argentina aún debe sustituir y limpiar el elevado consumo de combustibles líquidos en su matriz “primero por gas natural y luego con energías renovables”, y que existe un gran potencial en hidrógeno y recursos naturales, las declaraciones de Royón en un contexto en el que el gobierno ve al gas como la fuente prioritaria.

Incluso, en lo que va del año, la mayoría de los anuncios, tanto de la actual secretaria de Energía como de su predecesor, Darío Martínez, se destinaron hacia Vaca Muerta y la construcción de los gasoductos correspondientes por aquellos realizados a favor de las energías renovables y el hidrógeno verde. 

Mismo, meses atrás, el propio Alberto Fernández sostuvo que Argentina “tiene todo lo que el mundo reclama en materia energética”, pero en lugar de mencionar a las renovables como el futuro cercano del país, las colocó por detrás del gas, al que consideró como la “energía de transición”. 

Plan de infraestructura eléctrica

Por otro lado, Flavia Royón vaticinó que desde el gobierno ya terminaron un «máster plan» de líneas de transporte de alta tensión “necesarias” para desarrollar los proyectos de energías renovables y así aumentar su participación en la matriz energética. 

Justamente, la falta de capacidad de transporte disponible es uno de los principales cuellos de botella para la instalación de más parques renovables y de generación proveniente de centrales eólicas y solares principalmente. A tal punto que muchos proyectos por miles de megavatios compitieron en las últimas convocatorias del Mercado a Término, pero no todos lograron ser adjudicados con prioridad de despacho. 

A través de la Circular Externa 108 (VER), la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) estableció un cambio de fechas en el cronograma para la Resolución 075, la cual promete ordenar el espectro eléctrico reasignando proyectos de energías renovables en los nodos de red, de manera tal de evitar especulaciones.

Para ahondar sobre los alcances de la nueva disposición, Energía Estratégica entrevista a Hemberth Suárez Lozano, Socio fundador de OGE Legal Services.

¿Qué establece este cambio de fechas?

Se amplió el plazo que tenía la UPME para publicar la lista de la Fila 1 y de la Fila 2.

¿Es algo que estaba esperando el mercado?

Sí, porque en las sesiones de socialización se envió esta señal.

¿Cree que la UPME podrá dar cumplimiento a este nuevo cronograma?

Esperemos que sí y que no se den demoras. Varios promotores que acompañamos están a la espera de respuesta para avanzar con la consecución de la garantía.

De lo que hemos revisado la lista de la Fila 1 es corta y fácil. La lista de la Fila 2 es más difícil. Hemos entendido que la lista de la Fila 2 va primero debido a que no se requiere expansión y la lista de la Fila 1 serían los que requieren expansión.

Adicionalmente, para evaluar la Bolsa 1 deben evaluar Fila 2 y Fila 1 para pasar a evaluar la Bolsa 2, y luego Bolsa 3. En la evaluación de la Bolsa 1 se evaluarán solo los proyectos que tienen obligaciones con el sistema.

Al parecer en Bolsa 2 hay pocos, por lo que la evaluación se puede realizar rápido, pero en esta Bolsa se evalúan aquellos proyectos que tienen licencia ambiental de la planta y de la línea de conexión, al parecer hay unos puntos que la UPME requiere revisar con los solicitantes.

Por ello, aunque sean pocos puede ser que tome un tiempo.

¿Qué esperar de la continuidad de la Resolución 075?

Si se presentan demoras en la evaluación puede ser que se hagan modificaciones a la Resolución CREG 075 de 2021.

Esto es así porque las Resoluciones de la CREG prevalecen sobre las Circulares de la UPME. Por ello, si hay unos plazos regulatorios estos deben atenderse por parte de la UPME, salvo que se modifique en ese sentido la CREG 075.

¿Qué opina que sucederá después de las respuestas a las solicitudes de asignación?

Viene un filtro financiero fuerte. Los promotores tendrán que salir a concretar la obtención de la garantía.

Desde OGE hemos acompañado en la elaboración de borradores de acuerdos de compraventa de acciones y contratos de crédito para abonar lo que viene. Es decir, conseguir la garantía de reserva el 28 de febrero.

Comprometida con la transición energética, Enel Colombia implementará un nuevo proyecto de innovación llamado EnelfleX, con el que se fomentará la automatización y la digitalización de la red de energía.

Esta iniciativa contará con una inversión de 3.6 millones de euros de los cuales 1.8 millones corresponden a recursos de la convocatoria Digital Demand-Driven Electricity Networks (3DEN) auspiciada por la Agencia internacional de Energía (IEA), el Clean Energy Ministerial y el Programa de Medio Ambiente de Naciones Unidas (UNEP), y 1.8 millones restantes que aportará Enel.

“El aumento de la demanda de energía por la población creciente, así como la transición energética, nos está poniendo cada vez más retos como distribuidores de energía y por eso, no solo necesitamos ampliar nuestra infraestructura con nuevas subestaciones y líneas eléctricas, sino también queremos crear proyectos innovadores como EnelfleX con los que podamos disminuir las interrupciones del suministro de energía, automatizar aún más las redes, preparar a los usuarios para que interactúen con el distribuidor y además garantizar la estabilidad del sistema eléctrico cuando tengamos fallas” aseguró Francesco Bertoli, gerente de Enel Grids.

El proyecto, que ejecutará la primera etapa en la zona de Sabana Norte de Bogotá en los próximos 18 meses, estará enfocado en el desarrollo de una plataforma que permita registrar de manera precisa, la interacción de los usuarios con la red de distribución de energía para facilitar la prestación de servicios complementarios como la respuesta de la demanda. Adicionalmente, se fortalecerá el sistema de telecontrol que ya tiene Enel Colombia para garantizar la gestión integral con los sistemas que controlan y monitorean la red remotamente.

“Elegimos la zona de Sabana Norte para implementar este proyecto piloto, pues esta es una región que ha tenido y tendrá un alto crecimiento de demanda de energía, lo cual nos trae grandes retos. En este sentido, este proyecto se sumará a otros que estamos implementando en la Sabana Norte para mejorar la calidad del servicio y la confiabilidad, a través de la digitalización de la red” aseguró Bertoli.

El proyecto EnelfleX, ya surtió las fases de planificación y aprobación, y en los próximos meses dará inició a la fase de ejecución, para su posterior control y evaluación finalizando en julio de 2024. Luego de los 18 meses de ejecución, Enel Colombia continuará ejecutando la plataforma, que ya estará integrada en los sistemas de control y monitoreo.

La Fundación de la Cámara de Comercio de EE. UU. ha reconocido los logros benéficos de la Fundación Sempra, organización benéfica fundada y dotada por Sempra, como Mejor Programa de Mejoramiento Comunitario como parte de su 23.° Premio Anual de Ciudadanos.

Los Citizens Awards reconocen a las empresas impulsadas por un propósito por asumir un papel de liderazgo para ayudar a resolver los mayores desafíos del mundo y reconocen las iniciativas de ciudadanía corporativa innovadoras e impactantes que están elevando el nivel de la responsabilidad social y acelerando el impulso para un futuro más equitativo y sostenible.

El Premio de los Ciudadanos al Mejor Programa Comunitario de este año está dedicado a una única iniciativa estratégica enfocada en la mejora de la comunidad. Este prestigioso honor se obtuvo por el apoyo de la Fundación Sempra a los programas de acceso a la energía diseñados para fortalecer las comunidades y crear oportunidades para todos.

Gracias al financiamiento de Sempra, la Fundación Sempra ha realizado contribuciones estratégicas para ayudar a entregar energía solar limpia y asequible a siete organizaciones, incluidos dos orfanatos, dos comunidades residenciales indígenas, un centro de salud, un centro para migrantes y un hospicio para atender a personas sin hogar y que viven con VIH/SIDA y tuberculosis— y comunidades residenciales en Ensenada, Tijuana, Tecate y Mexicali.

La Fundación Sempra gana el máximo honor de la Fundación de la Cámara de Comercio de EE. UU. por Ciudadanía CorporativaLas instalaciones de energía limpia están ayudando a organizaciones con presupuesto limitado que ahora pueden reducir los gastos de servicios públicos y permitir que los fondos se reasignen a necesidades críticas que normalmente no están cubiertas por las donaciones mientras ayudan a eliminar aproximadamente 3800 toneladas métricas de emisiones de gases de efecto invernadero.

«Estamos orgullosos del impacto positivo que el programa de la Fundación Sempra está teniendo en estas comunidades, y nuestro trabajo no se detiene aquí», dijo Lisa Larroque Alexander, directora y presidenta de la junta directiva de la Fundación Sempra. «Tenemos el privilegio de poder ayudar a marcar una diferencia real, y los premios de la Fundación de la Cámara de Comercio de EE. UU. atraen una atención importante sobre el papel que organizaciones como la nuestra pueden desempeñar para ayudar a los demás».

Durante 23 años, los premios Citizens de la Fundación de la Cámara de los EE. UU. han demostrado cómo las empresas pueden ser líderes para ayudar a resolver los desafíos más grandes del mundo y aprovechar sus recursos, experiencia y talento para lograr un impacto positivo. Empresas y cámaras de comercio de todo el mundo compiten por los Premios Ciudadanos, lo que los convierte en uno de los reconocimientos más codiciados en ciudadanía corporativa.

«La Fundación Sempra, a través del apoyo de Sempra, ha realizado un trabajo excepcional para expandir el acceso confiable y más limpio a la energía para las comunidades de escasos recursos», dijo Marc DeCourcey, vicepresidente senior de la Fundación de la Cámara de Comercio de EE. UU. «Sus inversiones no solo satisfacen una necesidad crítica de miles de personas, sino que también ayudan a generar prosperidad económica y un futuro más sostenible».

El pasado 25 y 26 de octubre, Latam Future Energy desarrolló su evento físico en Bogotá, Colombia, denominado Andean Renewable Summit, en el que asistieron más de 450 referentes de las energías renovables.

Entre ellos se encontró Gonzalo Feito, Director para la Región Andina de Sungrow, quien especificó que la compañía cuenta con diversas unidades de negocio pero que dentro de la que él dirige se enfocan a la fabricación de inversores solares, soluciones de electrónica de potencia y sistemas de almacenamiento.

“Nos caracterizamos por ofrecer todo tipo de soluciones, con un amplio portfolio de productos; además de ser un fabricante de baterías donde formamos parte de toda la cadena de producción: Desde la compra de la celda de litio hasta la fabricación e integración del sistema llave en mano”, indicó el ejecutivo.

Destacó que actualmente Sungrow cuenta con más de 270 GW instalados a lo largo del mundo. Hizo especial énfasis en el área de Innovación y Desarrollo (I+D) de la empresa, la cual está integrada por 2.500 personas y ha generado más de 2.600 patentes.

En virtud de ello, Feito resaltó que están avanzando un una serie de innovaciones. Respecto a inversores fotovoltaicos, señaló: “Estamos cambiando nuestro enfoque, y lo que estamos haciendo es un inversor central que adquiere las peculiaridades y beneficios de la tecnología String y de la tecnología central”.

En baterías también enfatizó sobre novedades. Contó que han desarrollado una tecnología que la llaman ‘Power Titán’, “que se caracteriza por ser refrigeración líquida, por lo que aumentamos en un 3% la vida útil de las baterías”, aseguró, y remató: “Esto va a ser súper importante en ese rubro”.

“Mantenemos la cadena de producción a salvo”

Consultado sobre la actual inflación y las dificultades para hacer frente a demanda, Feito destacó que desde Sungrow están sorteando esta crisis.

“Hoy por hoy somos de los pocos fabricantes que mantenemos la cadena de producción a salvo y manteniendo los tiempos de entregas con nuestros clientes”, aseveró el ejecutivo.

Especializada en el desarrollo, construcción y mantenimiento de proyectos de energía renovable, Enerside Energy fue fundada en 2007 y ya cuenta con una trayectoria probada en el desarrollo de más de 4,5 GW de proyectos de generación solar fotovoltaica, incluyendo clientes industriales de referencia en Europa y América Latina.

En una entrevista para Energía Estratégica, Joatham Grange, CEO de la compañía, revela los próximos pasos de Enerside Energy y qué opina sobre las subastas estatales de renovables.

¿Qué objetivos de mercado se están proponiendo de cara al cierre de año tanto en Europa como en América Latina?

Enerside Energy quiere cerrar el año, su primero como cotizada, con una facturación de 40 millones de euros y habiendo incorporado más de 1GW de nuevos proyectos de desarrollo de energía solar a nuestra cartera.

Estamos teniendo una positiva evolución ya que solamente en el primer semestre multiplicamos por 9 nuestros ingresos hasta alcanzar los 15,7 millones de euros y una gran parte de nuestro objetivo estimamos obtenerlo de la actividad de construcción de parques para terceros (EPC).

Esta actividad marcha a muy buen ritmo gracias a varias adjudicaciones nuevas ya cerradas, con nuevos contratos obtenidos este año en España y en Chile que se suman a los que ya tenía y que en total alcanza los 231 MW.

Para este año también nos habíamos planteado entrar en nuevas geografías y lo hemos hecho con la adquisición de 880 MW de proyectos ya maduros en Italia.

¿Y para el 2023?

En 2023 tendrá sin duda un mayor protagonismo nuestra actividad como productor independiente de energía (IPP) con la puesta en marcha de parques propios.

Además, en la actividad de EPC tenemos previsto un crecimiento relevante, pues ya este año con las últimas adjudicaciones cerradas para la construcción de nuevos proyectos para terceros, tenemos cubierto el 75% de los objetivos para 2023 en cuanto a esta línea de negocio.

Por tanto, para el próximo año esperamos tener un crecimiento en línea con el que estamos experimentando durante todo este año 2022.

¿Cuáles son hoy los mercados más atractivos donde operan? ¿Por qué?

Se ha visto un gran interés en mercados como España e Italia, fundamentalmente por la situación de crisis energética que está viviendo Europa.

Durante los últimos meses hemos podido comprobar ese interés por las muchas compañías e inversores que se nos están acercando, tomando consciencia de lo que aportamos empresas como Enerside que estamos presentes en estos mercados con proyectos ya muy maduros.

¿Cuáles son los principales retos que encuentran actualmente para seguir desarrollándose en España? 

El principal reto que tenemos en el mercado español es la saturación de las redes de transporte y distribución y la velocidad con la que el operador del sistema es capaz de aumentar las capacidades para poder conectar los nuevos proyectos de energía renovable.

Además, contamos con el hecho de que la tramitación de los permisos por parte de la administración no es lo suficientemente ágil como cabría esperar.

¿Y en Latinoamérica?   

En Latinoamérica tenemos mucha presencia en Brasil y Chile y hemos apostado claramente por estos países.

Brasil claramente es un país con un crecimiento esperado muy pronunciado y por tanto, la velocidad con la que los operadores del sistema seamos capaces de dar cabida a las nuevas fuentes de generación de energía renovable es sin duda el gran reto que tenemos en estos países.

¿Participaron de la subasta de renovables que lanzó España en noviembre?

En nuestra opinión, el mercado privado ofrece un binomio riesgo-rentabilidad más atractivo.

No obstante, en cada momento lo vamos analizando.

¿Entonces resulta más atractivo para las empresas celebrar acuerdos PPA o ir al merchant, que adjudicarse en las subastas?

Desde luego acuerdos PPA firmados con off-tackers de bajo riesgo crediticio es el escenario que todo generador prefiere.

Sin embargo, la situación actual de elevados precios del pool en Europa hace que aprovecharse de esta circunstancia sea muy atractivo y se estén dando muchos casos de venta directa a mercado. Probablemente un mix entre PPA y Merchant es lo más indicado.

¿Y en Latinoamérica sucede algo similar?

En Latinoamérica, sucede algo similar sí.

Finalmente, ¿Enerside se está preparando para introducirse a mercados como el del almacenamiento o el del hidrógeno verde? De ser así, ¿cómo planifican ese proceso?

Enerside tienen una clara apuesta por incorporar almacenamiento e hidrógeno.

De hecho, ya tiene en su Pipeline proyectos de plantas solares que incluyen también almacenamiento, tanto en España como en Italia.

¿El futuro de la energía solar es la integración de almacenamiento y la generación de hidrógeno?

La introducción de la capacidad prevista de generación solar fotovoltaica implica un reto para los sistemas eléctricos y que debe acompasarse con otras tecnologías.

Este hecho, sumado a los objetivos de descarbonización, hace que el almacenamiento e hidrógeno puedan tomar un papel muy relevante en un futuro próximo y en Enerside Energy somos conscientes de ello.

La provincia de Córdoba licitó créditos por 8400 toneladas de CO2 en su primera subasta de carbono, la cual se llevó a cabo en el marco del programa de reducción y compensación de emisiones de gases de efecto invernadero.

La convocatoria inició con un precio base de $300 por tonelada y finalizó a un promedio de $549/t, con una máxima oferta de $800/t toneladas de dióxido de carbono. Mientras que el valor más bajo fue el inicial, para un comprador que adquirió 210 toneladas.  

Para ello se establecieron cuatro categorías distintas para los oferentes de carbono desplazados, es decir que permitimos entrar a la subasta: generadores distribuidores que dejaron de emitir por instalar paneles solares, biodigestores, usuarios que se conectaron al gas natural, eficiencia energética y aquellos usuarios que producen biodiésel para autoconsumo.

En tanto que la demanda, la demanda habilitada para esta oportunidad fue para las empresas contratistas que tenían una huella de carbono total de 14476 t.

Fabián López, ministro de Servicios Públicos de la provincia de Córdoba, conversó con Energía Estratégica y explicó que “el precio promedio se le pagará, de forma uniforme, a todos los que aportaron los créditos, independientemente de la categoría”. 

“Y en esta subasta, quien compraba créditos, lo debía quemar. Es decir que no se lo podía guardar y debía compensar su huella de carbono, total o parcial, de manera obligatoria”, agregó.  

Por otro lado, desde el Ministerio acordaron con un comité de validación local gratuito, integrado por representantes de las universidades públicas y privadas, por los créditos por los que dejaron de emitir y la huella para quienes deseen compensar.

Además, se establecieron todo el proceso en un servicio blockchain que garantiza que no haya doble contabilidad, mantenga la confiabilidad, transparencia y trazabilidad de los créditos. Y de ese modo, se tokenizan de los créditos validados de forma no fungible (NFT), se lo vende a quien lo quiere comprar. 

López también explicó que, a raíz de esta experiencia, el gobierno cordobés montará un escalamiento hacia otros sectores de la provincia y, en particular, a la generación distribuida comunitaria.

“Queremos fortalecerla y que para quienes deseen invertir, tengan un ingreso por generación de energía y desplazamiento de gases de efecto invernadero, ya que alguien que colocaba un panel solar, sólo tenía a la factura eléctrica como única variable en la ecuación para el recupero de la inversión y no estaba la monetización por dejar de emitir toneladas de GEI”, aseguró. 

“Asimismo, cualquier generación renovable que inyecte energía a la red, necesariamente tiene emisiones de GEI evitadas, con lo cual tiene un crédito a favor que hay que monetizar y darle valor. Y que esto sea posible, es un muy buen camino”, amplió. 

Más demanda que oferta

El Ministerio de Servicios Públicos generó la demanda mediante un acuerdo con la delegación Córdoba de la Cámara Argentina de la Construcción, para que a partir de enero 2023, todos los pliegos de licitación del Ministerio tendrán un puntaje adicional para aquellas empresas que hayan compensado todo o parte de su huella de carbono.

Y de igual manera, lanzó la Resolución 308/2022 que obliga a que todos los funcionarios públicos que hayan hecho uso del transporte aéreo para misiones oficiales, deban compensar su huella de carbono. Y con ello se generó la demanda, sea voluntaria o pseudo obligatoria. 

Por ende, entre todas las categorías de oferentes previamente mencionadas, se reclutaron 63 protagonistas que aportaron 26958 toneladas de CO2 evitado y, por el lado de la demanda acudieron un total de 128 actores dispuestos a comprar estos créditos de carbono para compensar su huella, por un total de 36493 toneladas de CO2 equivalentes. 

Pero como en esta subasta se debió poner un límite para realizarla, se espera que éste sea el primer paso y el modelo de la convocatoria se pueda replicar en futuros llamados del mercado de carbono. 

En el día de ayer se inició el proceso de licitación del primer Centro de Energías Renovables ubicado en el Campus Tecnológico de la Comisión de Investigaciones Científicas (CIC), en Gonnet, La Plata. 

El proyecto consiste en la construcción de un edificio bioclimático con autogeneración renovable y sistema de bombeo de agua mediante la utilización de paneles solares, que funcionará como Centro de Investigación y Desarrollo. El objetivo es que el Centro no sea sólo un espacio formativo, sino también un lugar de pruebas y proyectos vinculados a las tecnologías de generación renovable, eficiencia energética y electro movilidad en el que la sustentabilidad es una definición transversal a todos los proyectos.

En este predio se instalará además un sistema de bombeo solar y un sistema fotovoltaico para autoconsumo con conexión a la red de distribución local para la eventual inyección de los excedentes, conforme el Régimen de Fomento a la Generación Distribuida de Energía Renovable Integrada a la Red Eléctrica Pública establecido por la Ley 15.325. Ambos sistemas estarán destinados a proveer agua y energía eléctrica mediante el uso de fuentes renovables para abastecer la demanda del  edificio.

El proyecto es impulsado por el Foro Regional Eléctrico (FREBA) y la Subsecretaría de Energía de la Provincia de Buenos Aires, a través del Programa Provincial de Incentivos a la Generación Distribuida Renovable PROINGED. Para realizar este proyecto en conjunto se suscribió un convenio de colaboración con la Comisión de Investigaciones Científicas (CIC), perteneciente al Ministerio de Producción, Ciencia e Innovación Tecnológica, en el marco de la Ley Provincial N° 14.838 de Régimen de Fomento a las energías renovables en la Provincia de Buenos Aires.

El Anteproyecto del Edificio Bioclimático que forma parte de la Licitación, estuvo a cargo de una Unidad Ejecutora representando al Instituto de Investigaciones y Políticas del Ambiente Construido (IIPAC) de la Universidad Nacional de La Plata (UNLP) y del Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas (CONICET), en el marco del convenio de colaboración suscripto a tal fin. 

Descripción general del proyecto 

Objetivo General 

Construir un edificio con eje fundamental en la aplicación de pautas sobre, eficiencia energética y, construcción bioclimática y sustentable, aplicables al diseño de un Centro Provincial de energías renovables, que funcionará como modelo y referencia de la aplicación de tecnologías. El edificio incorporará actividades de investigación y desarrollo (i+d), pruebas tecnológicas, espacios formativos y de difusión de temáticas en la materia.

Objetivos Particulares 

Difundir la aplicación de criterios de eficiencia energética y de diseño bioclimático de manera integral en la construcción y funcionamiento de un Centro de nuevas tecnologías.
Generar un espacio arquitectónico que posibilite el desarrollo de proyectos de investigación y desarrollo (i+d), tendiente a:

La utilización de tecnologías eficientes en el consumo de energía en el marco de la conservación y la eficiencia energética (Ley 13.059 y Decreto Reglamentario 1.030 de la prov. de Buenos Aires) 
La generación de energía eléctrica y térmica, con fuentes renovables y no contaminantes.
La incorporación de sistemas tecnológicos y materiales en el marco de la sustentabilidad.
La posibilidad de generar acciones de concientización y difusión, para la población y técnicos en la materia, con lo cual poner en valor el conocimiento y desarrollo de tecnología ambiental y paisajística.
La conformación de un espacio de interacción y aprendizaje en torno a la educación ambiental.

Una de las principales apuestas del Gobierno Nacional es la de incentivar la generación de proyectos de energías renovables en el país para mitigar los efectos del cambio climático y convertir a Colombia en una potencia mundial para la vida. Es por esta razón, que en los primeros 100 días del Gobierno, la ANLA licenció cuatro nuevos proyectos de energías limpias en los departamentos de Atlántico, Boyacá, Bolívar, Santander y Cundinamarca, los cuales son de vital importancia para la transición energética del país.

Para el otorgamiento de las licencias, las empresas presentaron los Estudios y Planes de Manejo Ambiental como lleno de los requisitos técnicos y normativos que permitieron a la Autoridad ambiental realizar la evaluación del trámite y así establecer la viabilidad de los mismos.

El primer proyecto licenciado por la ANLA es el Parque Solar Andrómeda, localizado en el municipio de Toluviejo en Sucre, el cual tiene asociado una línea de transmisión de 220 kilovoltios (kV) y será operado por la sociedad MAINSTREAM COLOMBIA S.A.S.

El proyecto contará con 195.000 paneles solares, alojados en 3.250 módulos fotovoltaicos que generarán 100 megavatios (MW) de energía.

Se desarrollará en un área de 221,95 hectáreas destinada a la instalación de paneles, subestación elevadora, áreas de acopio, zona de faena, vías de acceso, vías internas, senderos, puente, franja ambiental para conformación de taludes, área para movimiento de máquinas, entre otros.  Así mismo, se dio la viabilidad para la construcción de la línea de transmisión de 220 kV que se conectará a la subestación Toluviejo, que incorporará la energía producida por el parque solar, al Sistema de Transmisión Nacional.

El segundo proyecto es el denominado Parque Solar Guayepo III y su línea de evacuación de 500 kV. Se encuentra ubicado en los municipios de Sabanalarga y Ponedera en Atlántico y pertenece a la sociedad GUAYEPO SOLAR III S.A.S., y tiene como objetivo la construcción, operación y mantenimiento del proyecto, con capacidad de 200 MW y su línea de evacuación de 500 kV.

Cuenta además, con un área en un polígono de 688,30 hectáreas, que será utilizada para la instalación de paneles solares, centros de transformación, viales internos de movilización, un área de operación y mantenimiento, una subestación elevadora, zanjas de interconexión eléctrica, 13 zonas de acopio temporal, un campamento, una Zona de Disposición de Material de Excavación (ZODME) y una línea de evacuación de 5,92 kilómetros conformada por 19 torres, 1 pórtico y un punto de conexión con el proyecto “Parque Solar Fotovoltaico Guayepo 400 MW, su Línea de Evacuación 500 kV y Bahía de Conexión”.

El tercer proyecto al que la Autoridad dio viabilidad ambiental es el denominado Parque Solar Fotovoltaico Guayacanes, de la empresa FOTOVOLTAICO LOS GUAYACANES S.A.S., ubicado en los municipios de Puerto Boyacá y Bolívar, en los departamentos de Boyacá y Santander, respectivamente.  Se estima que el complejo fotovoltaico generará aproximadamente 200 MW, a partir del aprovechamiento del recurso solar disponible, con lo cual evitará la emisión de alrededor de 5.000 toneladas de CO2 a la atmósfera.

El proyecto comprende la construcción, operación y mantenimiento de una planta solar fotovoltaica, que permita la generación de energía eléctrica a partir de la captación de la energía solar mediante la instalación de 56 subcampos de paneles fotovoltaicos sobre una superficie de 117,5 hectáreas, cuya potencia de salida generará alrededor de 200 MW al Sistema de Transmisión Nacional.  La infraestructura eléctrica asociada para evacuar esta energía corresponde a una línea de transmisión de 230 kV, con una longitud de 3,5 kilómetros hasta la Subestación Eléctrica La Sierra.

Por último, se encuentra el proyecto Parque Solar Puerta de Oro, localizado en los municipios de Chaguaní y Guaduas en Cundinamarca, el cual comprende un área de intervención de 430,83 hectáreas para el desarrollo de este complejo fotovoltaico. En este proyecto, se instalarán aproximadamente 664.848 módulos fotovoltaicos para generar energía eléctrica aprovechando la radiación solar presente en esta zona del país, con una potencia pico instalada de 359 MW, y para lo cual contará con una subestación elevadora y obras complementarias para el desarrollo del parque solar.

Con la puesta en marcha de estos proyectos solares, el Gobierno apunta firmemente a contribuir con la reducción de emisiones de gases efecto invernadero, generando así acciones contundentes en la lucha contra el cambio climático y la sostenibilidad ambiental del país, todo ello encaminado al logro de una transición energética justa, gradual, planificada y confiable.

En el marco de la Mesa de Diálogo Público-Privada de Mercado de Corto Plazo, convocada por el Ministerio de Energía y la Comisión Nacional de Energía (CNE), con el objeto de hacer levantamiento de las miradas que poseen los diversos actores del Sistema Eléctrico Nacional -VER POSICIONES- respecto de la situación de empresas suministradoras que han declarado la imposibilidad de pagar sus obligaciones derivadas del Mercado de Corto Plazo, la CNE presentó una serie de propuestas relacionadas con esta materia, y un cronograma para su implementación.

La iniciativa contempló la realización de cinco sesiones, donde participaron 17 actores de la industria eléctrica, entre organismos públicos y asociaciones gremiales, de los cuales 12 expusieron su diagnóstico y propuestas.

A partir del diagnóstico y propuestas  planteadas por los integrantes de esta instancia, el Ministerio de Energía en conjunto con la CNE presentaron propuestas mencionadas por los distintos participantes en el contexto de la mesa de diálogo, clasificándose en las siguientes materias: cadena de pagos en Mercado de Corto Plazo, licitaciones de suministro, planificación y tarificación de la transmisión, segmento de generación, almacenamiento y operación del Sistema Eléctrico, pagos laterales y costos sistémicos, y Mercado de Corto Plazo.

Las propuestas presentadas por la CNE, en conjunto con el Ministerio de Energía, considera la modificación de la Ley General de Servicios Eléctricos, el Reglamento de la Coordinación y la Operación, el Reglamento de transferencia de potencia, así como modificaciones a la Norma Técnicas de Seguridad y Calidad de Servicio, y Norma Técnica de la Coordinación y Operación, además de revisión de instrumentos tales como el Informe de Precios de Nudo de Corto Plazo y las Bases de Licitaciones de Suministro para Clientes regulados.

Pasos a seguir

Con posterioridad a la presentación de las propuestas y su cronograma de implementación, la CNE abrió un periodo de observaciones a los participantes de la Mesa, para la posterior emisión de un informe consolidado de las propuestas que tanto el Ministerio de Energía como la CNE implementarán.

Autoridades

El trabajo realizado fue destacado por el ministro de Energía, Diego Pardow: “En el primer mes de mi gestión mandaté la creación de esta mesa y ahora que concluye, agradezco la colaboración de todos los actores que participaron pero los llamo a no bajar los brazos porque la conversación no ha terminado. Debemos hacernos cargo de los desafíos de la transición energética y cuenten con el ministerio para dar cumplimiento de los objetivos que han surgido en estas conversaciones”.

Por su parte, el Secretario Ejecutivo de la CNE, Marco Antonio Mancilla, valoró la coordinación efectuada con el sector privado para tratar de encontrar soluciones a esta situación.

Indicó: “Tal como lo hemos señalado, nos estamos haciendo cargo de problemáticas del sector eléctrico que se arrastran desde hace un tiempo y que estamos decididos a solucionar para avanzar adecuadamente en la transición energética. Este diálogo público-privado muestra que cuando todos los agentes ponen la mirada en el interés común se generan politicas públicas robustas. Hoy presentamos como CNE nuestras conclusiones y propuestas preliminares, que esperamos seguir profundizando durante diciembre con el aporte de la industria ”.

El Ministerio de Energía y Minas en coordinación con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), presentó el diseño de la hoja de ruta para la producción y uso del hidrógeno verde en el Ecuador, con el objetivo de avanzar en el fortalecimiento de la transición energética en el país.

La meta radica en convertirlo en un vector energético competitivo y amigable para el ambiente; y, al mismo tiempo cumplir con los compromisos para reducir las emisiones de Gases de Efecto Invernadero, y de esta forma contribuir a reducir el calentamiento global a menos de 2°C.

El acto que se llevó a cabo el 1 de diciembre en Quito, contó con la presencia de la Viceministra de Electricidad y Energía Renovable, Enith Carrión, la Jefa de Operaciones del Banco Interamericano de Desarrollo, Adriana La Valley, el Especialista Líder Regional de Energía del Banco Interamericano de Desarrollo, José Ramón Gómez, representantes del sector eléctrico, de entidades gubernamentales, de la academia, así como de gremios profesionales.

La iniciativa que se desarrolla con el apoyo del BID, busca impulsar un modelo energético y productivo más sostenible y sustentable, a través de una matriz energética basada en fuentes renovables y no contaminantes. El objetivo principal es avanzar hacia la transición energética y combatir el cambio climático.

Durante su intervención la Viceministra de Electricidad y Energía Renovable, Enith Carrión, indicó: “Ecuador se suma a otros países de la región como Chile, Uruguay, Costa Rica y Colombia, quienes también están incursionando en un proceso de conversión hacia el Hidrógeno Verde”.

Y añadió: “Esta implementación, resulta una oportunidad fundamental para descarbonizar sectores de la economía, como la industria y el transporte, a fin de hacerlos más sostenibles y en consecuencia reducir tanto el consumo de combustibles fósiles, como las emisiones de contaminantes atmosféricos, dióxido de carbono (CO2) y metano (CH4) principalmente”.

Por su parte, la Jefa de Operaciones del Banco Interamericano de Desarrollo en Ecuador, Adriana La Valley, resaltó la importancia de establecer una estrategia nacional para la producción y uso del hidrógeno verde en Ecuador, con el fin de garantizar un futuro limpio y sin emisiones de carbono.

El Gobierno Nacional a través del Ministerio de Energía y Minas, labora de forma comprometida para avanzar en la transición energética y para ello, impulsa un modelo más sostenible basado en una matriz energética limpia a través de energías renovables no contaminantes.

Ginlong (Solis) Technologies, presentó una nueva generación de inversores de almacenamiento de energía lo que refrenda su compromiso con impulsar al mundo con energía limpia y libre de carbono.

En un magno evento en Guadalajara y que al mismo tiempo se transmitio en vivo, el equipo de Solis presento para México y Latinoamerica el inversor de sexta generación de almacenamiento de energía que brinda soporte para corregir las inestabilidades en la red en caso de un corte de energía, brindando una solución para todo el hogar.

El Inversor híbrido de alto voltaje para almacenamiento de energía residencial Solis, S6-EH1P(3.8-11.4)K-H-US, es compatible con todas las principales marcas de baterías globales y cuenta con una corriente máxima de carga y descarga de 125A, aplicación de escenario de almacenamiento de energía total 1+N. Además, su desempeño y ventajas únicas se adaptan a las características y demandas del mercado Latinoamericano.

Como componente técnico clave de el nuevo sistema de energía, este producto puede mejorar en gran medida las capacidades de regulación de energía y garantía de seguridad.

Este producto de alto rendimiento desarrolla el concentrador de energía para el sistema de respaldo para todo el hogar y está certificado según IEEE 1547-2018, UL 1741 SA & SB y SunSpec Modbus, lo que brinda energía económica sin emisiones de carbono en todas las condiciones climáticas (NEMA 4X / IP 66). Se puede acoplar en CC a varias baterías de litio de alto voltaje certificadas para obtener una capacidad de almacenamiento adicional.

Sergio Rodríguez, Service Manager de Solis para América Latina, destacó que el enfoque de la empresa en I+D, permiten a los nuevos productos estar a la vanguardia en tecnología e innovación, con una gran atención a los detalles y que proporciona un gran valor a la industria del almacenamiento de energía.

Acerca de los inversores

Solis, Establecido en 2005, Ginlong Technologies (Código de stock: 300763. SZ) es uno de los fabricantes más grandes y con más experiencia de inversores de cadenas fotovoltaicas. Presentado bajo la marca Solis, el portafolio de la compañía utiliza tecnología innovadora de inversores de cadena para brindar confiabilidad de primera clase que ha sido validada bajo las certificaciones internacionales más estrictas.

Armado con una cadena de suministro global, I+D de clase mundial y capacidades de fabricación, Ginlong optimiza sus inversores para cada mercado regional, atendiendo y apoyando a sus clientes con su equipo de expertos locales, visita: http://www.solisinverters.com

A pocos días de que Brasil realice la Subasta de Transmisión 2/2022 (se hará el 16 de diciembre), el país ya se prepara para las convocatorias del próximo año y la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) puso a consulta pública la primera licitación del 2023 para construir redes de transporte.

El documento objeto de análisis contempla para la construcción y mantenimiento de 6122 kilómetros de nuevas líneas de transmisión y 400 MVA en capacidad de transformación de subestaciones, divididos en nueve lotes que se reparten los estados de Bahía, Espírito Santo, Minas Gerais, Pernambuco, Río de Janeiro, São Paulo y Sergipe. 

La consulta pública estará abierta hasta el lunes 16 de enero del siguiente año. Mientras que el acto de la subasta está previsto para mitad del 2023, precisamente para el viernes 30 de junio, en la sede de B3 en São Paulo.

Los contratos adjudicados tendrán una vigencia de 30 años, pero los 33 proyectos de infraestructura eléctrica se reparten en plazos máximos de ejecución de 36, 60 y 66 meses, dependiendo del tipo de obra y de la entidad federativa donde se ubiquen. 

Y según dieron a conocer desde Agencia Nacional de Energía Eléctrica, se espera que las inversiones ronden los R$ 16 mil millones para los nueve lotes listados y, de ese modo, se aguarda que supere cualquier récord de inversión jamás logrado por un concurso de este tipo promovido por la entidad.

En tanto que desde ANEEL también estimaron que la construcción y modernización de las líneas de transmisión licitadas creará alrededor de 31800 nuevos puestos de trabajo. 

¿Cuáles son los fundamentos de esta subasta? La ampliación del sistema de transporte en el área sur de la región nordeste y el norte de los estados de Minas Gerais y Espírito Santo servirán para atender la expectativa de contratación de grandes cantidades de energía provenientes de proyectos de generación renovable en dichas áreas, mayormente de parques eólicos y solares. 

A lo que se agrega que, para la entidad federativa de Pernambuco, se prevé brindar una mayor confiabilidad en el servicio a la región metropolitana de Recife. Mientras que la expansión del sistema en la región noroeste del estado de São Paulo ayudará a disponer de excedentes de generación fotovoltaica y de centrales de biomasa. 

Así se reparten los lotes de la subasta de transmisión N° 1/2023: 

Lote 1 (Bahía y Minas Gerais) 

LT 500 kV Juazeiro III – Campo Formoso II C1, CS – 101 km.
LT 500 kV Campo Formoso II – Barra II C1, CS – 312 km.
LT 500 kV Buritirama – Barra II C1, CS – 107 km.
LT 500 kV Barra II – Correntina C1, CS – 285 km.
LT 500 kV Correntina – Arinos 2 C1, CS – 309 km.
Tramos de LT 500 kV entre SE Correntina y el tramo de LT 500 kV Bom Jesus da Lapa – Rio das Éguas C1, CS – 1 km cada uno.
SE 500 kV Campo Formoso II.
SE 500 kV Bar II y Compensación Síncrona (-200/+300) Mvar.
SE 500 kV Correntina.

Lote 2 (Bahía y Minas Gerais)

 LT 500 kV Gentio do Ouro II – Bom Jesus da Lapa II C2 e C3, CS – 269 km cada una.
LT 500 kV Bom Jesus da Lapa II – Jaíba C1 e C2, CS – 245 km cada una.
LT 500 kV Jaíba – Buritizeiro 3 C1 e C2, CS – 291 km cada una.

Lote 3 (Minas Gerais)

LT 500 kV Buritizeiro 3 – São Gonçalo do Pará, C2, CS – 351 km.

Lote 4 (Minas Gerais)

LT 500 kV Janaúba 6 – Presidente Juscelino, C1, CS – 298 km.

Lote 5 (Bahía, Minas Gerais, Espirito Santo)

LT 500 kV Morro do Chapéu II – Poções III C2, CS – 336 km.
LT 500 kV Poções III – Medeiros Neto II C2, CS – 316 km.
LT 500 kV Medeiros Neto II – João Neiva 2 C2, CS – 276 km.
LT 500 kV João Neiva 2 – Viana 2, C2 – 77,5 km.

 Lote 6 (Bahía y Sergipe) 

LT 500 kV Xingó – Camaçari II C1 e C2, CD – 355 km.

Lote 7 (Minas Gerais y Río de Janeiro)

LT 500 kV Governador Valadares 6 – Leopoldina 2 , C1 e C2, CD – 2 x 318 km. 
LT 500 kV Leopoldina 2 – Terminal Rio C1 e C2, CD – 2 x 191 km;
SE 500 kV Leopoldina 2

Lote 8 (Pernambuco)

LT 230 kV Recife II – Bongi C1 y C2 – 19 km (tramos aéreo y subterráneo)

Lote 9 (Sao Paulo)

SE 500/138 kV Água Vermelha – Transformación 500/138 kV – (3+1 res.) x 133 MVA, incluida la instalación del sistema de automatización para controlar el flujo de reactivos.

El informe de BloombergNEF (BNEF) sobre la bancabilidad de los módulos e inversores fotovoltaicos para 2022 ha vuelto a clasificar a LONGi como 100% bancable a nivel mundial, basándose en la estabilidad y capacidad financiera de la empresa.

La clasificación se basa en la encuesta anual de BNEF a los participantes en la industria solar mundial sobre las marcas de módulos fotovoltaicos y las nuevas tecnologías. Las respuestas a la encuesta se solicitaron a bancos, instituciones de financiación, empresas de ingeniería y construcción (EPC), productores independientes de energía (IPP) y asesores técnicos de organizaciones que participan en 557GW de capacidad financiada.

Todos los encuestados reconocieron la bancabilidad de LONGi y apoyaron firmemente la confiabilidad de la empresa. Para los promotores, inversores y propietarios de activos, existe una serie de parámetros para evaluar la bancabilidad de un fabricante, en particular la capacidad instalada y la estabilidad financiera.

En términos de capacidad en campo, la base de datos de activos renovables de BNEF, que contiene detalles de más de 40.000 activos fotovoltaicos, hace un seguimiento de las marcas de módulos desplegados en proyectos financiados. LONGi tiene la mayor capacidad de módulos para proyectos financiados con préstamos a plazo desde 2020, que actualmente es de 4,7 GW.

En términos de estabilidad financiera, la salud financiera de un fabricante es una consideración importante para los bancos, con LONGi registrando una de las dos puntuaciones más altas en la ampliamente reconocida métrica Altman-Z utilizada como herramienta de medición relacionada.

La encuesta de BNEF también ofrece información sobre la nueva tecnología de módulos, indicando que el tamaño dominante es actualmente el de 182mm, y los expertos de terceros sugieren que el tamaño de 182 facilita a los fabricantes el suministro de componentes estandarizados, como láminas posteriores, vidrio, EVA y marcos de aluminio, y que la compatibilidad con los seguidores también se considera más sencilla.

En cuanto a la tecnología de las celdas solares, los analistas prevén que la capacidad de fabricación de TOPCon y HJT aumentará en los próximos dos años, sin sustituir por completo a las celdas p-PERC. Los consultores técnicos mundiales también lanzaron ciertas advertencias de riesgo, como la posibilidad de que aumente la degradación por rayos UV de las celdas de alta eficiencia. También se mostraron preocupados por las pruebas de PID y DH de TOPCon, y afirmaron que el sector necesitaba ver más rendimiento de campo de las celdas de tipo n y que debía haber un claro incentivo económico para cambiar a TOPCon o HJT.

LONGi ha llevado a cabo una investigación exhaustiva y profunda sobre varias tecnologías de celdas nuevas, y los productos lanzados al mercado han sido evaluados y verificados en su totalidad, lo que puede garantizar eficazmente la alta calidad y el rendimiento estable de los productos de producción en masa a gran escala.

«Estamos encantados de recibir de nuevo la calificación de 100% de bancabilidad por parte de BNEF, lo que representa un alto nivel de reconocimiento mundial para LONGi. Como líder en tecnología solar, la empresa da prioridad al valor para el usuario final, manteniendo la estabilidad operativa y una sólida salud financiera, al tiempo que sigue centrándose en la innovación técnica continua», comentó el vicepresidente Dennis She.

Sobre LONGi

Fundada en el año 2000, LONGi se ha propuesto ser la empresa de tecnología solar líder en el mundo, enfocada en la creación de valor orientada al cliente para lograr la transformación energética para todos los escenarios.

Con la misión de » Aprovechar lo mejor de la energía solar para construir un mundo sostenible», LONGi se ha dedicado a la innovación tecnológica y ha establecido cinco líneas de negocio, que abarcan las obleas, las celdas y módulos de monosilicio, las soluciones de generación distribuida para uso comercial e industrial, las soluciones de energía verde y los equipos de hidrógeno. La empresa ha perfeccionado sus capacidades para proporcionar energía renovable y, más recientemente, también ha adoptado productos y soluciones de hidrógeno verde para alcanzar un crecimiento global sin emisiones de carbono. www.longi.com

El mercado libre en materia energética se presenta como una oportunidad para las renovables en Brasil. Y según un estudio de la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica (CCEE) del país, el crecimiento de dicho segmento dependerá de las ventas minoristas y las nuevas reglas que se den para la generación solar distribuida. 

Y en caso particular de la generación distribuida, el presidente del Consejo de Administración de la CCEE, Rui Altieri, remarcó la “necesidad” de mejorar el marco regulatorio vigente para que los usuarios que ya posean sistemas fotovoltaicos puedan acceder al mercado libre, ya que actualmente la normativa no permite que participen en ese esquema de compensación con las distribuidoras. 

“Hay más de 60.000 cargas en esta situación solo entre los clientes de alta tensión, en el llamado grupo tarifario A. Pero necesitamos estudiar la mejor forma de acomodar las necesidades de dicho grupo, en conjunto con todos los organismos de la industria”, manifestó. 

“Asimismo, es importante retomar el debate sobre la posibilidad de vender el exceso de generación solar en el entorno libre”, agregó el especialista. 

¿Por qué esta necesidad? La generación solar distribuida suma 14,64 GW instalados en Brasil, es decir, más de un 68% de la capacidad fotovoltaica operativa del país. Y alrededor del 79% de los equipos instalados corresponden al segmento residencial y otro 11% a comercios y servicios. 

Pero a ello se agrega que, más allá de darle un fomento a las energías renovables, el informe de la CCEE señala una desaceleración en el ritmo de las migraciones al medio ambiente y, por ello, desde la organización ven una oportunidad para ampliar la oferta hacia los pequeños consumidores y mejoras regulatorias. 

Según detalla lo compartido por CCEE, entre enero y septiembre del corriente año fueron 3064 unidades de consumo las que migraron hacia el mercado libre, lo que significó una reducción del 24% a comparación del 2021 y 17% del 2020. 

Situación que se refleja en que las cargas que se dieron de baja en el segmento de las distribuidoras de energía eléctrica sean cada vez más reducidas, incluso por debajo del límite mínimo de 500 kW de demanda contratada. 

Lo que significa que un número creciente de empresas, principalmente pequeñas o medianas. deben combinarse o unir varias de sus comercios o industrias o fábricas que comparten el mismo registro nacional de persona jurídica o que están en el mismo terreno para cumplir con los requisitos normativos vigentes.

Ante dicha migración, Rui Altieri, destacó que el comerciante minorista tiene “importancia” bajo este panorama, pero planteó que “todavía falta una base de clientes consistente pese a que ya existen 53 calificados para operar en la categoría”. 

“Estamos en un momento importante, en el que tenemos una propuesta de cronograma de liberalización para todos los brasileños hasta 2028. Y el Ministerio de Minas y Energía ya fijó los plazos para ser discutidos por la sociedad en una consulta pública”, sostuvo

“De esta forma, determinó que los consumidores más pequeños serán atendidos por el comercializador, que es quien conoce a fondo el sector eléctrico y podrá dar todo el apoyo para su funcionamiento”, insistió el especialista.